Un impianto fotovoltaico trasforma direttamente l’energia solare in energia elettrica.
Esso è composto essenzialmente da:

• moduli o pannelli fotovoltaici;
• inverter, che trasforma la corrente continua generata dai moduli in corrente alternata;
• quadri elettrici e cavi di collegamento.

I moduli sono costituiti da celle in materiale semiconduttore, il più utilizzato dei quali è il silicio cristallino. Essi rappresentano la parte attiva del sistema perché convertono la radiazione solare in energia elettrica.
Gli impianti fotovoltaici possono essere connessi alla rete elettrica di distribuzione (grid-connected) o direttamente a utenze isolate (stand-alone), tipicamente per assicurare la disponibilità di energia elettrica in zone isolate.

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I vantaggi possono riassumersi in:

• assenza di qualsiasi tipo di emissione inquinante;
• risparmio di combustibili fossili;
• affidabilità degli impianti poiché non esistono parti in movimento;
• costi di esercizio e manutenzione ridotti al minimo;
• modularità del sistema (per aumentare la potenza dell’impianto è sufficiente aumentare il numero dei moduli).

Peraltro è da tener presente che l’impianto fotovoltaico è caratterizzato da un elevato costo iniziale (dovuto essenzialmente all’elevato costo dei moduli) e da una produzione discontinua a causa della variabilità della fonte energetica (il sole).

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Entrambe le tipologie d’impianto utilizzano il sole come fonte energetica, catturandone la radiazione attraverso superfici captanti: mentre i moduli fotovoltaici trasformano direttamente la radiazione solare in energia elettrica, i pannelli solari termici utilizzano l’energia termica del sole per riscaldare l’acqua da utilizzare per uso igienico sanitario o per il riscaldamento degli ambienti.

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La potenza nominale (o massima, o di picco, o di targa) dell'impianto fotovoltaico è la potenza elettrica dell'impianto determinata dalla somma delle singole potenze nominali (o massime, o di picco, o di targa) di ciascun modulo fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni standard (temperatura pari a 25 °C e radiazione pari a 1.000 W/m²).

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I moduli fotovoltaici possono essere collocati su qualsiasi pertinenza di un immobile (tetto, facciata, terrazzo, ecc…) o sul terreno. La decisione deve essere presa in base all’esistenza sul sito d’installazione dei seguenti requisiti:

• disponibilità di spazio necessario per installare i moduli;
• corretta esposizione ed inclinazione della superficie dei moduli.

Le condizioni ottimali in l’Italia sono:

• esposizione SUD (accettabile anche SUD-EST, SUD-OVEST, con ridotta perdita di produzione);
• inclinazione dei moduli compresa fra 25°(latitudini più meridionali) e 35°(latitudini più settentrionali);
• assenza di ostacoli in grado di creare ombreggiamento.

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Facendo riferimento soprattutto alle piccole applicazioni (tetti fotovoltaici) e a moduli di silicio cristallino, un valore indicativo di occupazione di superficie è di circa 8 -10 mq per kW di potenza nominale installata.

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La produzione elettrica annua di un impianto fotovoltaico dipende da diversi fattori:

• radiazione solare incidente sul sito d’installazione;
• orientamento ed inclinazione della superficie dei moduli;
• assenza/presenza di ombreggiamenti;
• prestazioni tecniche dei componenti dell’impianto (moduli, inverter ed altre apparecchiature).

Prendendo come riferimento un impianto da 1 kW di potenza nominale, con orientamento ed inclinazione ottimali ed assenza di ombreggiamento, non dotato di dispositivo di “inseguimento” del sole, in Italia è possibile stimare le seguenti producibilità annue massime:

• regioni settentrionali 1.000 – 1.100 kWh/anno
• regioni centrali 1.200 – 1.300 kWh/anno
• regioni meridionali 1.400 – 1.500 kWh/anno

E’ opportuno sottolineare che il consumo annuo elettrico medio di una famiglia italiana è pari a circa 3.000 kWh.
Sul sito http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/countries/europe/g13y_it.png è riportata la mappa della radiazione solare annuale sul territorio Italiano.

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Lo schema di connessione dell’impianto alla rete è definito dal gestore di rete a cui l’impianto deve essere connesso.
E’ necessario pertanto fare riferimento alle norme tecniche rese disponibili dal gestore di rete locale (ad es. per la rete di ENEL Distribuzione le DK 5940 per gli impianti da connettere alla rete in BT, le DK 5740 per gli impianti in MT).
Inoltre è possibile consultare la norma CEI 11-20 per la connessione in rete degli impianti di produzione collegati alle reti BT e MT.

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Valori orientativi di costo dell’impianto vanno da 7.000 €/ kWp per gli impianti di piccola taglia a poco meno di 5.000 €/kWp per impianti di grosse dimensioni.
Il costo annuo di manutenzione è abbastanza contenuto: normalmente è stimato in circa l’1% del costo dell’impianto.

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Nelle analisi tecniche ed economiche si usa fare riferimento ad una vita utile complessiva di 20-25 anni. In particolare, i moduli, che rappresentano i componenti economicamente più rilevanti, hanno in generale una durata di vita garantita dai produttori oltre i 20 anni.

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Il soggetto responsabile che intende realizzare l’impianto fotovoltaico inoltra al gestore di rete locale richiesta di connessione alla rete (a seconda dell’ubicazione degli impianti Enel Distribuzione, ACEA, AEM, AEM Torino, ecc.).
Per quanto riguarda gli impianti da collegare alla rete di Enel Distribuzione, le informazioni per la domanda di connessione e scambio possono essere reperite al seguente indirizzo web:
http://www.enel.it/sportello_online/elettricita/sicurezzarisparmio/efficienza/fotovoltaico/connessione/

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La valutazione può essere effettuata a partire dai dati di insolazione del territorio italiano su superficie orizzontale riportati nella Norma UNI 10349: “Riscaldamento e Raffrescamento degli edifici. Dati climatici”.
I suddetti dati debbono essere corretti in relazione all’effettiva esposizione ed inclinazione del campo fotovoltaico e trasformati in producibilità annua sulla base del rendimento dell’impianto. Esistono specifici software che permettono di eseguire tale calcolo.
Valori indicativi della produzione annua attesa sono compresi, per ogni kW di potenza installata, fra 1.000 kWh nelle regioni settentrionali e 1.500 kWh in quelle meridionali.

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Sono soggetti alla Denuncia di Officina Elettrica e a licenza di esercizio UTF gli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW (legge 133/99).
Nel caso in cui l’impianto ricada in territori montani, sono soggetti a tale obbligo solo gli impianti di potenza superiore a 30 kW.

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Mentre con l’espressione “incentivazione in conto capitale” si intende l’erogazione di un contributo per l’investimento necessario per la realizzazione di un impianto, con l’espressione “conto energia” viene indicato un meccanismo di incentivazione che remunera l’energia elettrica prodotta da un impianto per un certo numero di anni.

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L’incentivo viene erogato dal Gestore dei Servizi Elettrici – GSE S.p.a..

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I valori delle tariffe incentivanti individuati dai decreti ministeriali sono pubblicati sul sito www.gsel.it.

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L’incentivazione è erogata per venti anni. Al termine del periodo ventennale non si interrompono i benefici derivanti da:

• scambio sul posto dell’elettricità per gli impianti di potenza non superiore a 20 kW che abbiano optato per tale disciplina;
• remunerazione dell’elettricità consegnata alla rete per tutti gli impianti di potenza ad eccezione di quelli di potenza fino a 20 kW che abbiano optato per il servizio di scambio sul posto.

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In prima approssimazione si può stimare un tempo di ritorno del capitale investito compreso tra 8 e 12 anni. Tuttavia bisogna tener conto che esso dipende da diverse variabili quali ad esempio: la quantità di radiazione solare disponibile (dipendente dalla latitudine del sito d’installazione e dall’orientamento), il costo per kW dell’investimento (dipendente dalla taglia dell’impianto), la valorizzazione dell’energia prodotta (valore delle tariffe incentivanti e valore dell’energia utilizzata) e l’eventuale riconoscimento del premio legato ad un uso efficiente dell’energia (solo per gli impianti fotovoltaici di cui all’art. 7 del DM 19 febbraio 2007).

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Il gestore di rete locale è il soggetto a cui è affidata la gestione della rete elettrica relativa al sito in cui sarà installato l’impianto fotovoltaico del richiedente. Ad esso andranno inviate le richieste relative alla connessione alla rete dell’impianto ed all’eventuale installazione dei contatori di misura dell’energia elettrica.
Il distributore locale è il soggetto che si occupa della fornitura di energia elettrica ai clienti vincolati; può coincidere con il gestore di rete nel caso abbia la proprietà della rete di distribuzione a cui è allacciata l’utenza.

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Il mercato vincolato comprende tutti i clienti che possono stipulare contratti di fornitura elettrica esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nell’area territoriale in cui detto cliente è localizzato.
Diversamente, fanno parte del mercato libero i clienti che hanno la capacità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all’estero, senza dipendere dal distributore alla cui rete elettrica sono allacciati. Dal 1° luglio 2004 è idoneo qualsiasi cliente diverso dal cliente domestico.
Si precisa tuttavia che dal 1° luglio 2007 anche i clienti domestici potranno accedere al mercato libero.

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Con il termine scambio sul posto (Delibera AEEG 28/06) si intende il servizio erogato dal distributore locale competente nell’ambito territoriale in cui è ubicato l’impianto fotovoltaico.
Tale servizio consiste nell’operare un saldo annuo tra l’energia elettrica immessa in rete dall’impianto medesimo e l’energia elettrica prelevata dalla rete dall’utenza connessa a tale impianto.
È possibile avvalersi dello scambio sul posto solo se il punto di immissione e di prelievo dell’energia elettrica scambiata con la rete coincidono.
Possono richiedere di usufruire del servizio di scambio sul posto i clienti del mercato vincolato e i clienti del mercato libero che hanno la disponibilità di impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale non superiore a 20 kW.

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Il GSE rende nota sul proprio sito www.gsel.it, la potenza nominale cumulata degli impianti in esercizio che hanno ottenuto le tariffe incentivanti nell’ambito dei decreti interministeriali 28 luglio 2005 e 6 febbraio 2006 e, separatamente, la potenza cumulata degli impianti entrati in esercizio nell’ambito del DM 19 febbraio 2007.

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Sì. L’ENEA, coordinandosi con il GSE, effettua un monitoraggio tecnologico per la caratterizzazione delle prestazioni energetiche e delle tecnologie impiegate per gli impianti realizzati secondo il DM 28 Luglio 2005, DM 6 febbraio 2006 e DM 19 febbraio 2007.

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Si.

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Tra i compiti del GSE non rientra nessuno di quelli indicati.
Tuttavia si potrà fare riferimento alle Associazioni di categoria o anche al sito web di ISES Italia (http://www.isesitalia.it/), sezione italiana della International Solar Energy Society.

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Il GSE effettua verifiche sugli impianti, avvalendosi anche della collaborazione di soggetti terzi abilitati, per appurare la conformità delle opere ai progetti e la veridicità dei dati trasmessi dai soggetti responsabili.

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Si.

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Può farlo se la potenza dell’impianto fotovoltaico è superiore a 20 kW, oppure, nel caso di impianto di potenza non superiore a 20 kW, qualora non si sia optato per il servizio di scambio sul posto.
Restano fermi, comunque, i diversi ed ulteriori rapporti tra proprietario e conduttore, disciplinati dal relativo contratto di locazione.

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No, il meccanismo del “conto energia” premia unicamente gli impianti collegati alla rete elettrica, ivi incluse le piccole reti isolate di cui all’art. 2, comma 17 del D.Lgs. 79/1999.
Ogni singolo impianto dovrà essere caratterizzato da un unico punto di connessione alla rete elettrica non condiviso con altri impianti fotovoltaici come definito nel art. 4 comma 9 del DM 19 febbraio 2007.

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E’ possibile ed è particolarmente utile per gli impianti fotovoltaici non collegati alla rete elettrica (rifugi di montagna, ecc.), la cui produzione, si ricorda, al momento non è ancora incentivata.
Invece, per gli impianti incentivati collegati alla rete l’energia in eccesso rispetto ai consumi può:

• essere immessa in rete e prelevata successivamente quando la produzione è inferiore ai consumi (impianti non superiori a 20 kW che scelgono il servizio di scambio sul posto);
• essere venduta al gestore di rete (impianti che scelgono cessione in rete).

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E’ possibile, ma è bene distinguere due casi:

• per impianti di potenza non superiore a 20 kW che usufruiscono del servizio di scambio sul posto, l’energia elettrica immessa in rete e non consumata nell’anno di riferimento costituisce un credito, in termini di energia ma non in termini economici, che può essere utilizzato nel corso dei tre anni successivi a quello in cui matura. Al termine dei tre anni successivi, l’eventuale credito residuo viene annullato;
• per impianti di potenza superiore a 20 kW e per quelli di potenza fino a 20 kW che non accedono al servizio di scambio sul posto, è possibile cedere in rete, vendendola, l’energia non consumata in loco.

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Sì, previa autorizzazione dell’assemblea condominiale.

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No, i componenti devono essere di nuova costruzione o comunque non già impiegati in altri impianti.

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La materia è regolata da Delibere dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG). I costi non sono a carico del GSE.

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Il potenziamento è l'intervento tecnologico eseguito su un impianto entrato in esercizio da almeno due anni, consistente in un incremento della potenza nominale dell'impianto, mediante aggiunta di moduli fotovoltaici la cui potenza nominale complessiva sia non inferiore a 1 kW.
La produzione incentivata è quella che eccede la media aritmetica delle produzioni annue degli ultimi due anni.
Per gli interventi di potenziamento su impianti non muniti del gruppo di misura dell’energia prodotta, la produzione aggiuntiva è pari all’energia totale prodotta a seguito dell’intervento di potenziamento, moltiplicata per il rapporto tra l’incremento di potenza e la potenza totale dopo il potenziamento.

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E’ l’intervento impiantistico-tecnologico eseguito su un impianto entrato in esercizio da almeno venti anni che comporta la sostituzione con componenti nuovi almeno di tutti i moduli fotovoltaici e del gruppo di conversione della corrente continua in corrente alternata.

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Il soggetto che effettua le letture è diverso a seconda della potenza dell’impianto.
In dettaglio, nel caso di impianti con potenza nominale:

• Compresa fra 1 e 20 kW, che si avvalgano o meno del servizio di scambio sul posto, è il gestore locale di rete che effettua la rilevazione dell’energia elettrica prodotta, oltre all’installazione ed alla manutenzione delle apparecchiature di misura;
• Maggiore di 20 kW, che immettono in rete tutta l’energia elettrica prodotta, è il gestore locale di rete cui l’impianto è connesso che effettua la rilevazione. Inoltre, i soggetti responsabili debbono inviare, su base annuale e riferita all’anno solare precedente, copia della dichiarazione di produzione di energia elettrica presentata all’Ufficio Tecnico di Finanza;
• Maggiore di 20 kW, che non immettono in rete tutta l’energia elettrica prodotta, il soggetto responsabile può scegliere se avvalersi o meno del gestore di rete cui l’impianto è collegato per la rilevazione dell’energia prodotta. Anche in questo caso il soggetto responsabile deve trasmettere al soggetto attuatore, su base annuale e riferita all’anno solare precedente, copia della dichiarazione presentata all’Ufficio Tecnico di Finanza.

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Per tutti gli impianti fotovoltaici il soggetto responsabile deve richiedere al gestore di rete locale della rete elettrica il codice che intende utilizzare per la trasmissione delle misure.
I principali gestori di rete locali hanno garantito la disponibilità ad utilizzare il codice POD (Point of Delivery), introdotto dalla delibera AEEG 293/05.

Si riporta di seguito un esempio di codice POD:

IT 123 E 12345678 K

costituito da:

• codice paese: sigla obbligatoria ´IT´ per ITALIA
• codice distributore: codice progressivo numerico di 3 cifre che garantisce l´univocità del distributore assegnato da Terna a ciascun distributore
• codice tipologia di servizio: sigla obbligatoria ´E´ per ENERGIA ELETTRICA
• codice numerico: codice numerico (preferibilmente progressivo) di 8 cifre che garantisce l´univocità del punto di prelievo
• chiave di controllo: opzionale.

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Nel caso in cui il soggetto responsabile si avvalga del gestore di rete locale o di altro soggetto abilitato/incaricato per il servizio di misura, sarà lo stesso a comunicare le letture.
In caso in cui il soggetto responsabile si occupi direttamente del servizio di misura, le letture saranno comunicate attraverso il portale web messo a disposizione dal GSE, accedendo con User ID e Password fornite a valle della comunicazione di inizio lavori.

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Gli incentivi vengono erogati a valle della stipula della convenzione e sono calcolati dal momento dell’entrata in esercizio dell’impianto.

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Come evidenziato in convenzione, i pagamenti vengono effettuati con valuta ultimo giorno lavorativo del mese successivo a quello d’invio delle misure da parte del soggetto competente (soggetto responsabile o gestore di rete).

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A mezzo raccomandata . Le nuove coordinate bancarie vengono tenute in considerazione a partire dal mese successivo a quello di arrivo della comunicazione al GSE.

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Il c/c deve essere intestato al soggetto responsabile. Soltanto nel caso di cessione del credito le coordinate bancarie devono essere quelle del cessionario.

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Si.

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La cessione del credito deve essere notificata al GSE a mezzo ufficiale giudiziario.

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