Fotovoltaico:
fisica e tecnologia
Lucio Claudio Andreani
Dipartimento di Fisica “Alessandro Volta”,
Università degli Studi di Pavia
http://fisicavolta.unipv.it
Corso INFN-UNIPV sull’energia, Pavia, 15/11/2011
Fotovoltaico 15/11/2011 - Lucio Andreani - Dipartimento di Fisica "A. Volta" - Università di Pavia
1
OUTLINE
1. Physics of solar cells, efficiency limits
2. Photovoltaic technologies: an overview
3. Energy production: the challenge
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2
Semiconduttori: struttura cristallina
Tavola periodica
III IV
Cella elementare (Si)
V
VI
5
6
7
8
B
C
N
O
13
14
15
16
Si
P
S
IB IIB Al
29
30
31
32
33
34
Cu
Zn
Ga
Ge
As
Se
47
48
49
50
51
52
In
Sn
Sb
Te
81
82
83
84
Tl
Pb
Bi
Po
Ag Cd
79
80
Au Hg
I semiconduttori (monoatomici gruppo IV, binari III-V e II-VI) sono
caratterizzati da un gap di energia piccolo, generalmente < 4 eV.
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Processes in a two-band photoconverter
hν>Eg:
absorption
emission
Eg
hν<Eg
1) Absorption: photons with E>Eg can promote the electron to the
conduction band, creating an electron-hole pair.
2) Relaxation: any excess energy is quickly lost as heat as the carriers
relax to the band edges. An absorbed photon with E»Eg achieves the
same result as a photon with energy E=Eg.
3) Emission: The electron-hole pair recombines and produces a photon.
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Absorption coefficient:
direct vs. indirect band gap
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Photovoltaic cells: p-n junctions
Photovoltaic conversion of solar energy relies on absorption of
light and charge separation in semiconductor p-n junctions.
Other photovoltaic devices, known as photoelectrochemical cells, do
not rely on a p-n junction. Examples are dye-sensitized solar cells.
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I-V characteristics and equivalent circuit
Short-circuit current
Open-circuit voltage
p
n
Jsc
Jdark
+
V
−
Superposition approximation: net current = short-circuit photocurrent
minus diode dark current
⎛
⎛ eV ⎞ ⎞
J (V ) = J sc − J dark = J sc − J 0 ⎜ exp⎜ ⎟ − 1⎟
⎝ kT ⎠ ⎠
⎝
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Maximum power point
and cell efficiency
Power density reaches a
maximum at a bias Vm. The
maximum power density JmVm is
given by the area of the inner
rectangle. The outer rectangle
has area JscVoc. The fill factor is
defined as FF= JmVm /(JscVoc).
Cell efficiency η =
Power density delivered at operating point
Incident power density
J mVm J mVm J scVoc
J scVoc
η=
=
= FF ⋅
Ps
J scVoc Ps
Ps
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Solar radiation spectrum
: AM0
: AM1.5
The Sun surface emits a blackbody spectrum at Ts=5760 K. On top of the
Earth’s athmosphere (AM0 solar spectrum) the maximum irradiance is
∼1353 W/m2. On the ground (AM1.5 spectrum) the maximum irradiance is
∼900 W/m2. The standard AM1.5 spectrum is normalized to 1000 W/m2.
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Solar irradiance
n.b. a year has 365·24=8760 hours
Standard irradiance 1000 W/m2 would give 8760 kWh/m2/year
1752 kWh/m2/year= 1752 kWh/m2/(8760 h) ≅ 200 W/m2 (power density)
This is the power averaged over day/night and seasons
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Detailed balance limit to efficiency of
single-junction photovoltaic cells
Limiting efficiency as a function of band gap for the Air Mass 1.5 solar
spectrum, and the band gaps of some common photovoltaic materials.
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Efficiency: available power
Power spectrum of a black-body sun at 5760 K, and power available to the
optimum band gap cell.
Maximum theoretical limit of efficiency (ideal cells) follows from:
• lack of absorption below the gap
• energy relaxation of carriers Æ a photon with hv>Eg is used at energy Eg
• part of the absorbed energy is lost by radiative recombination
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Limiting efficiencies
and possible implementation strategies
concentration
no concentration
Multijunction limit
M. A. Green, Third Generation Photovoltaics (Springer, Berlin, 2003)
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Outline
• Physics of solar cells, efficiency limits
• Photovoltaic technologies: an overview
• Energy production: the challenge
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Evolution of solar cells
1st generation: single p-n junction wafer cells based on crystalline
silicon (c-Si) or poly-crystalline Si, c-GaAs, c-InP
Represent the dominant part of the market
2nd generation: thin-film technologies to reduce cost of substrate
and of photoactive material, as well as processing costs (with
reduction of efficiency). Examples: amorphous Si, micromorph
tandem Si, CdTe, CuInGaSe2 (CIGS)
Are reaching technological maturity and are increasing rapidly
their market share
3rd generation: cells with multiple energy levels and/or with
solutions that allow to increase the efficiency beyond the
theoretical limit for a single energy gap (e.g. concentration).
Have potentially higher efficiency, but have still to enter the
market and to demonstrate real advantages
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Layer structure of basic silicon PV cell
Typical layer thicknesses: n-type emitter 0.5 µm
p-type base 300 µm
Layer thicknesses and doping level are optimized in order to maximize
light absorption and carrier collection.
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Industrial chain of silicon solar cells
Ingot squaring
Ingot
Raw material
Wafer slicing
System
Module
Cell
Wafer
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Silicon photovoltaic cells (wafer)
Mono-crystalline silicon
Poly-crystalline silicon
(or multi-crystalline)
Typical conversion efficiencies: cells 18-20%, modules 12-18%.
Indirect band-gap material Æ thick silicon layers (200-300 micron).
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Increasing the efficiency: concentration
to be combined with high-efficiency cell
Tracking
system
Limiting efficiency for an
ideal solar cell in AM 1.5
with concentration factor
X=1000 and X=1
Multijunction cells become
cost
effective
with
concentration Æ CPV
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Multijunction/tandem cells Æ CPV
Simplified scheme of a 3-junction cell.
The gap of each junction decreases
from back to rear.
Record efficiency: 43.5% @ 418x
(Solar Junction, April 2011)
Installed capacity (2010): 23-28 MW
Need of lattice-matched c-Ge substrate
Æ high cost (100x) Æ becomes
effective at high concentration
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Concentration + spectral separation
Technological routes for improving CPV:
• Increase number of junctions (up to 6J)
• Material properties, deposition, substrates, …
• Spectral separation: optics, engineering…
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Thermodynamic or concentrated solar power (CSP)
Tube systems – parabolic geometry,
uniaxial tracking.
Tower systems – biaxial tracking.
Solar Two (CA, U.S.A.)
¾ A thermodynamic solar system is based on mirror collectors that
concentrate solar radiation on a receiver placed in the optical focus.
¾ The receiver contains a fluid (mineral oil, liquid salts: NaNO3, KNO3) that is
heated at high temperatures (300-600 °C). The fluid is carried through a heat
engine (steam turbine) that converts heat to electrical energy.
¾ Installed capacity (May 2010): 867 MW (JRC Renew. En. Snapshots 2010)
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Thin-film photovoltaic cells
Amorphous silicon
CdTe
AR coat
CIGS – CuInGaSe2
TCO
AR coat
1.5 µm ZnO
50-100 nm n-CdS
300 nm
3-5 µm p-CdTe
passivation layer
Trasparent conductor: Indium
Tin Oxide (ITO) or Zinc Oxide
metal
Module efficiency ~ 10%
2-5 3-5
µm µm
p-CuInGaSe
p-CdTe 2
Mo contact
glass
Module efficiency ~ 12%
Module efficiency ~ 8%
(a-Si/µc-Si: Æ 10%)
CdTe
a-Si
a-Si/nc-Si on steel
CIGS on Al
All these materials have direct band gap Æ thin layers are sufficient
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World-wide PV Production 2009
and planned production capacity increases
Source: JRC EU PV report 2010
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Thin-film solar PV technologies
Market shares 2010 [Poli-Mi, Dip. Ingegneria
Gestionale, Solar Energy Report 2011]
Actual and planned PV production capacities
[JRC EU PV report 2010]
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Multijunction silicon
solar cells
a-Si:H / µc-Si:H tandem cell: micromorph
Record efficiency: 11.9% (Oerlikon, 2011)
for large-area modules
Trend towards: 3J, 4J, 5J…
a-Si:H
HybridNano
technology:
nc-Si layers
Record efficiency of a-Si/nc-Si/nc-Si triple junctions: 12.5% (United Solar, 2011)
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Roll-to-roll production
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Rome Trade Fair (fiera di Roma)
1.5 MWp PV system with triple-junction thin-film Si technology
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Dye-Sensitized Solar Cells (DSSC).
also known as photo-electrochemical or Grätzel cells (1991)
Efficiency: 6-11%
Advantage:
very low cost (organic materials, simple preparation)
Disadvantage: stability
DSSC cells are just starting to enter the market – very interesting prospects
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Best research- cell efficiencies
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Nanotecnologies for photovoltaics
Goal: to increase the efficiency of thin-film solar cells, towards or beyond
the Shockley-Queisser limit. To this purpose, quantum confinement effects
in semiconductor nanostructures (quantum wells, wires, dots) are
employed to develop third-generation photovoltaic cells:
1) Use the region hν<Eg of the solar spectrum:
1a) Intermediate-band level
1b) Up-conversion
2) Improve the use of the spectral region with hν>Eg:
2a) Multiple-exciton generation
2b) Hot-carrier solar cells
2c) Down-conversion
3) Other optical effects for light harvesting:
3a) Reduce reflectivity (silicon nanowires, black silicon)
3b) Increase absorption by exploiting photonic/plasmonic resonances
3c) Nanoantennas (nanocrystals, dendrimers, biomolecules, …)
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Outline
• Physics of solar cells, efficiency limits
• Photovoltaic technologies: an overview
• Energy production: the challenge
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Energy resources: the potential
Solar
Global energy
demand 2006
Coal
Gas
Oil
Wind
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Generazione di energia elettrica, 2006
All data in TWh
World*
EU*
Italy**
Coal
7756
1021
60
Oil
1096
131
35
Gas
3807
682
160
Nuclear
2793
990
---
Hydro
3035
308
43.4
Renewables (excl. hydro)
433
184
15.3
Biomass and waste
239
93
6.7
Wind
130
82
3.0
59
6
5.5
Solar
4
2
<0.1
Total
18921
3316
314
7.9
18.4
14.8
Geothermal
Energy/person/day (kWh)
*IEA World Energy Outlook, 2008
**Elab. Terna+GSE
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34
Unione Europea: la direttiva 20-20-20
¾ Il Parlamento Europeo ha approvato a fine 2008 il pacchetto
clima-energia volto a conseguire gli obiettivi che l'UE si è fissata
per il 2020:
¾ ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra (rispetto al
1990);
¾ portare al 20% il risparmio energetico;
¾ aumentare al 20% il consumo di energia da fonti rinnovabili (per
l’Italia l’obiettivo nazionale è del 17%) rispetto all’energia primaria.
¾ Il pacchetto comprende provvedimenti sul sistema di scambio di
quote di emissione e sui limiti alle emissioni delle automobili.
¾ Considerando i consumi di energia dei 4 settori (industria,
trasporto, riscaldamento, elettricità), la produzione di energia
elettrica dovrà provenire per almeno il 35-40% da fonti rinnovabili.
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Radianza e irraggiamento medio
Radianza alla sommità dell’atmosfera terrestre: 1353 W/m2
Massima radianza sulla Terra per lo spettro AM1.5: 900 W/m2
Lo spettro AM1.5 è convenzionalmente normalizzato a 1000 W/m2
Irraggiamento medio (variazioni giornaliere e stagionali): 100-300 W/m2
Per calcolare l’irraggiamento annuo: un anno ha 365·24=8760 ore
1 y = 8760 h
Una radianza di 1000 W/m2 corrisponderebbe a 8760 kWh/m2/y
Una radianza media di 200 W/m2 corrisponde a 1752 kWh/m2/y
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Annual solar irradiation (Italy)
Milano:
1376 kWh/m2/y
Roma:
1522 kWh/m2/y
Trapani:
1639 kWh/m2/y
See www.suncube.it
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37
Potenza installata
¾ La potenza installata, misurata in Wp (Watt-picco), rappresenta
la potenza prodotta dai moduli fotovoltaici sotto condizioni
standard di illuminazione: spettro AM 1.5, radianza 1000 W/m2,
T=25 °C.
¾ Ad esempio, 1 kWp (o 1 kW installato) produce un kilo-Watt di
potenza quando le celle sono illuminate con spettro AM 1.5 di
radianza totale 1000 W/m2.
¾ La potenza installata dipende dall’efficienza della cella: ad
esempio, 1m2 di celle con efficienza 12.5% produce 125 Watt in
condizioni standard di illuminazione ed equivale a 125 Wp
installati. Con questa efficienza, un 1 kWp richiede 8 m2 di celle.
¾ La potenza installata non dipende dall’irraggiamento (e quindi
dalla posizione geografica) e non tiene conto dell’effetto di
intermittenza della radiazione solare.
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Energia prodotta
L’energia prodotta da un impianto fotovoltaico dipende non solo dalla
potenza installata ma anche da una serie di fattori:
1. L’orientazione dei moduli rispetto al sole. Nell’emisfero boreale
l’orientazione ottimale è a sud.
2. L’angolo di inclinazione rispetto al piano orizzontale: l’angolo
ottimale dipende dalla latitudine, in Europa è fra 30 e 37 gradi.
3. L’eventuale ombreggiamento dell’impianto, anche solo in certe ore
del giorno.
4. L’irraggiamento medio sul sito, ossia gli effetti di intermittenza.
Nel seguito assumiamo condizioni ottimali per quanto riguarda i punti
1-3 ed esaminiamo l’effetto dell’irraggiamento medio.
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39
Energia prodotta - esempio
Quanta energia produce un impianto da 1 kWp in un anno?
Radianza
(W/m2)
Irraggiamento
annuo
(kWh/m2)
Energia
prodotta
(kWh)
Spettro standard
1000
8760
8760
Milano (media)
157
1376
1376
Trapani (media)
187
1639
1639
Un impianto da 1 kWp produce in un anno una energia pari
all’irraggiamento totale, espresso in kWh/m2/y. Questo numero
si riferisce all’uscita dai moduli in corrente continua.
L’energia in corrente alternata è ottenuta moltiplicando per
l’efficienza complessiva del sistema, in genere fra 0.75 e 0.85
(collegamenti, inverter, …: si parla di BOS-Balance of System).
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Potenza installata ed energia prodotta: Italia
¾ In sostanza, 1 kWp produce circa:
1032 kWh all’anno a Milano (0.75·1376 kWh/y)
1229 kWh all’anno a Trapani (0.75·1639 kWh/y)
¾ In Italia, gli impianti fotovoltaici installati e connessi alla rete
(grid-connected) hanno raggiunto la capacità complessiva di
11’763 MWp (quasi 12 GWp) al 12 novembre 2011 (vedi il
sito del gestore elettrico nazionale: http://www.gse.it)
¾ Pertanto, il fotovoltaico attualmente installato in Italia può
produrre in un anno una energia dell’ordine di 13 TWh.
¾ Questo valore rappresenta circa il 4% dell’energia elettrica
consumata annualmente in Italia (∼320 TWh).
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Energy payback time
Energy payback times for range of PV systems (rooftop system,
irrad. 1700 resp. 1000 kWh/m2/year). Source: EPIA (2010)
Il payback time energetico è il tempo in cui una cella solare produce
una energia pari a quella spesa per la sua costruzione. È compreso
fra 0.8 e 3.5 anni, a seconda della tecnologia e dell’irraggiamento.
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42
Resa energetica
¾ Poiché la durata di un impianto fotovoltaico è di almeno 25 anni,
la resa energetica – ossia il rapporto fra l’energia prodotta
complessivamente dalla cella e l’energia spesa per costruirla – è
data da:
Resa energetica > 25 / payback time (years)
¾ Ad esempio, per una cella di silicio multicristallino, la resa
energetica è circa 8 nel Nord-Europa e circa 14 nel Sud-Europa.
¾ Per una cella a film sottile, la resa energetica è circa 17 nel
Nord-Europa e circa 28 nel Sud-Europa.
una cella fotovoltaica produce molta più energia
di quella spesa per la sua costruzione
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43
Impatto ambientale: gas serra (EPIA 2010)
Greenhouse gases (grams of CO2-equivalent per kWh)
Photovoltaics
Le emissioni di gas serra associate ad una cella solare sono legate
principalmente all’energia spesa nei processi per la sua fabbricazione, e
sono ridotte – rispetto alla stessa energia prodotta da combustibili fossili –
di un rapporto pari alla resa energetica della cella stessa.
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44
Photovoltaics: the Tera-Watt challenge
• The annual consumption of electrical energy in the world is ~19’000 TWh.
In order for PV to give an appreciable contribution, several installed TW
are required.
• Installing 1 TW of photovoltaic power (contributing ∼5% of electrical energy
production) requires approximately
c-Si:
8·106 t of solar-grade silicon
annual production ∼80·103 t
thin-film Si: 80·103 t of silicon
CdTe:
93·103 t of tellurium
annual production ∼300 t
annual production ∼500 t
CIGS:
23·103 t of Indium
• Possible routes for large-scale, sustainable PV:
- develop multijunction silicon solar cells
- develop new materials (e.g. CIGS –> CZTS )
- decrease the active layer thickness without decreasing the efficiency
• Issue of space: to produce 100% of electrical energy, we need about
2’440 km2 or 0.8% of land (Italy), 144’000 km2 or 0.1% of land (world)
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Costs: towards grid parity
Source: Stephen O’Rourke/Deutsche Bank, indirect
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46
Grid parity: redditività dell’investimento
fonte: Poli-Mi, Dip. Ingegneria Gestionale, Solar Energy Report 2009
Impianto da 3 kW
Impianto da 200 kW,
scambio sul posto
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47
Conclusioni
¾ Il fotovoltaico è caratterizzato dall’esistenza di diverse tecnologie:
• Silicio cristallino e policristallino
• Film sottili (a-Si, CdTE, CIGS, tandem a-Si/µm-Si e nc-Si
• Multigiunzioni III-V con concentrazione
• Celle DSSC, celle solari organiche.
¾ Uno dei suoi punti di forza è costituito dalla competizione di diverse
tecnologie sul mercato, assieme alla possibilità di installare sistemi di taglia
molto diversa (1-3 kW fino a 50-100 MW).
¾ Il potenziale dell’energia solare è molto superiore ai consumi. L’impatto
ambientale (produzione di gas serra) è molto inferiore a quello dei
combustibili fossili.
¾ Lo sviluppo del fotovoltaico è attualmente limitato dai costi, con necessità
di incentivi. La grid parity potrebbe essere raggiunta fra pochi anni.
¾In prospettiva, l’uso dello spazio e la disponibilità di materiali (almeno per
certe tecnologie) potranno diventare fattori rilevanti.
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48
Fonti
http://www.iea.org
http://ec.europa.eu/energy
http://www.jrc.ec.europa.eu
http://www.epia.org
http://www.energystrategy.it
International Energy Agency [1]
European Commission Energy [2]
Eur. Comm., Joint Research Center [3]
European PV Industry Association [4]
Dip. Ingegneria Gestionale, Poli-MI [5]
http://www.sviluppoeconomico.gov.it
Min. Sviluppo Economico [6]
http://www.gse.it
Gestore Elettrico Nazionale
http://www.suncube.it
Irraggiamento comuni italiani
http:/www.nrel.gov
U.S. DOE, Nat. Renew. Energy Lab.
[1] IEA World Energy Outlook 2008
[2] ITALIA – Scheda descrittiva Combinazione energetica
[3] EC JRC PV Status Report 2010
[4] EPIA “Set for 2020” report
[5] Solar Energy Reports 2009, 2011
[6] Decreto Interministeriale sugli incentivi al fotovoltaico, 5 maggio 2011
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49
Costi del fotovoltaico: la grid parity
¾La grid parity è un insieme di condizioni economiche
caratterizzate dalla coincidenza del costo del Kilowattora di
energia prodotta dal fotovoltaico, in assenza di incentivi, con il
costo del Kilowattora prodotto da fonti convenzionali.
¾La grid parity dipende dal costo dell’energia fotovoltaica
(irraggiamento annuo, efficienza dei moduli e costo/m2, efficienza
complessiva, extra-costi) e dal costo dell’energia convenzionale
(mercato energetico globale e nazionale, tipo di utente, fasce
orarie…).
¾Nel valutare i dati da varie fonti occorre fare attenzione alla
distinzione fra costo (di produzione) e prezzo (di vendita): bisogna
confrontare costo ↔ costo o prezzo ↔ prezzo.
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Prezzo dei moduli PV di c-Si
fonte: Poli-Mi, Dip. Ingegneria Gestionale, Solar Energy Report 2011
www.energystrategy.it
Il costo del modulo incide per il 40% del costo totale dell’impianto
⇒ 1.6 €/W (modulo) corrisponde a 4000 €/kW (impianto)
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Quanto costa 1 kWh di energia fotovoltaica?
Assumiamo:
• costo impianto = € 6’000 / kWp: equivalente a € 750/m2
con efficienza del 12.5%, ovvero 8 m2 per 1 kWp
• irraggiamento annuo 1600 kWh/m2 (Sardegna)
• fattore di efficienza complessiva 0.75 (BOS-Balance of System)
• durata impianto 25 anni
Un impianto da 1 kWp produce quindi 0.75·1600·25 kWh=30’000
kWh nel suo ciclo complessivo.
Il costo di 1 kWh è: 6000 €/30’000 kWh=0.2 €/kWh
N.b. il costo dell’impianto è un po’ sovrastimato. D’altra parte non
stiamo tenendo conto di: manutenzione, assicurazione, cali di
efficienza (costo +20% in tutto). I due effetti tendono a compensarsi.
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Dipendenza dal sito
Irraggiamento
annuo (kWh/m2)
Costo per kWh (€)
Sud Italia
~ 1600
0.20
Nord Italia
~ 1400
0.23
Sud Germania
~ 1200
0.27
Nord Germania
~ 1000
0.32
Il costo dell’energia fotovoltaica dipende fortemente dal costo per kW
installato (ovvero dall’efficienza dei moduli e dal prezzo), ed inoltre
dall’irraggiamento annuo che varia a seconda del sito di installazione.
I VALORI QUI RIPORTATI SONO STIME, ASSAI DISCUTIBILI.
Invece sono certamente validi gli andamenti in funzione del sito.
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Costo e prezzo
¾ Attenzione, questi valori vanno confrontanti non con il costo di
produzione dell’energia elettrica (circa 0.06 € /kWh con centrali a
turbo-gas) ma con il prezzo di vendita sul mercato.
¾ Il prezzo del kWh in Italia per clienti residenziali varia da circa
0.10 a 0.18 € /kWh.
¾ Questi calcoli dipendono molto dalle ipotesi di partenza e sono
discutibili. Tuttavia permettono di arrivare a due conclusioni:
9Attualmente l’energia solare fotovoltaica ha in media un
costo decisamente superiore a quello dell’energia elettrica da
rete (grid electricity): il mercato del fotovoltaico si sostiene
grazie agli incentivi nei vari Paesi.
9Nelle regioni più soleggiate (sud-Europa), la parità dei costi
non è lontana.
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PV module price experience curve
since 1976 ($/W) (fonte: EPIA Set for 2020)
Curva di apprendimento: il costo dei moduli si riduce del 22% ogni
volta che la produzione complessiva raddoppia.
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MW
Cumulative installed PV capacity in EU 27 & world
The annual growth rate is between 24% and 39%. Source: EPIA – Set for 2020
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Verso il 2020
¾Se i costi dell’energia fotovoltaica continueranno a ridursi
seguendo la curva di apprendimento storica, un tasso di crescita
annuo del 26% (tempo di raddoppio ogni 3 anni) implica una
riduzione dei costi del 7% all’anno ⇒ il costo del kWh solare si
ridurrebbe di quasi un fattore 2 in 10 anni.
¾In questo scenario, il costo dell’energia solare diventerebbe
competitivo con quello dell’energia elettrica da rete in buona parte
dell’Europa, permettendo una ulteriore crescita del mercato in
assenza di incentivi.
La grid parity può essere vicina
Grid parity may be approaching
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Il decreto sugli incentivi al fotovoltaico (4° conto energia)
Ministeri dello Sviluppo Economico e dell’Ambiente, 5 maggio 2011
¾ Obiettivi: incentivazione della produzione di energia elettrica da
impianti solari fotovoltaici (tradizionali, a concentrazione, integrati)
¾ Allineamento graduale delle tariffe ai costi delle tecnologie, in linea
con altri paesi EU (Germania), dando stabilità e certezze al mercato
¾ Incentivi a scalare (décalage), giugno 2011-dicembre 2016
¾ Differenziati per potenza degli impianti (da 1 a 3 kW fino a > 5 MW).
Ulteriori incentivi per impianti con tecnologia UE.
¾ Obiettivi annuali di potenza installata, ulteriore riduzione degli
incentivi in caso di superamento.
¾ Costo annuo cumulato a regime: 6-7 G€ (~0.02 €/kWh in bolletta)
¾ Obiettivo nazionale per il 2016: potenza installata 23 GW (~42%
potenza di picco, ~9% energia prodotta)
¾ Previsione di raggiungimento della grid parity nel 2017
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Incentivi: il décalage
Ministeri dello Sviluppo Economico e dell’Ambiente, 5 maggio 2011
0.40
1kW
3kW
20 kW
200 kW
1 MW
5 MW
Tariffa (€/kWh)
0.35
0.30
0.25
< P < 3kW
< P < 20 kW
< P < 200 kW
< P < 1 MW
< P < 5 MW
<P
0.20
0.15
0.10
0.05
autoconsumo
0.00
2011 2012
2013
2014
2015
2016
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Conclusioni: gli andamenti
¾ Il mercato del solare fotovoltaico cresce a ritmi molto sostenuti
con una parallela riduzione dei costi, in particolare nel film sottile.
¾ Entro il 2020 l’energia prodotta dal fotovoltaico potrebbe dare
un contributo significativo all’energia elettrica prodotta in Europa
(6-12%) e U.S.A.
¾ Entro il 2020 la grid parity potrebbe essere raggiunta nella
maggior parte dell’Europa e degli USA, permettendo una ulteriore
crescita del mercato in assenza di incentivi.
¾ Questo scenario è possibile (non vi sono limiti fisici) ma richiede
forte sostegno politico e sociale, con scelte appropriate, incentivi
ben calibrati volti alla riduzione dei costi, e uso degli spazi
potenziali. I prossimi 5-10 anni saranno decisivi.
¾Target italiani: 23 GW (9% energia elettrica) nel 2017, grid parity
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Energy payback time
Fonte: U.S. Department of Energy (DOE), www.nrel.gov
N.b. report=2004, current=2000, anticipated ~ 2010
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Life-cycle analysis:
energy payback time and GHG emission
Si PV cells, rooftoop installations in southern Europe
1700 kWh/m2/y irradiance, BOS factor=0.75
V. Fthenakis et al., Proc. 24th Eur. PV Energy Conference, Hamburg (2009), p. 4412
See also: V. Fthenakis, E. Alsema, Progr. Photovolt: Res. Appl. 14, 275 (2006)
ExternE projects and reports for EU: www.externe.info (2003, based on <2000 data)
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Life-cycle analysis: Energy payback time, GHG emission
CdTe PV cells, ground installations in southern Europe
1700 kWh/m2/y irradiance, BOS factor=0.8
V. Fthenakis et al., Proc. 24th Eur. PV Energy Conference, Hamburg (2009), p. 4412
See also: V. Fthenakis, E. Alsema, Progr. Photovolt: Res. Appl. 14, 275 (2006)
ExternE projects and reports for EU: www.externe.info (2003, based on <2000 data)
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Electrical energy generation by PV solar:
how much surface is needed? (Italy)
Hyp:
Total annual irradiation = 1400 kWh/m2
PV module efficiency=12.5%
annual energy consumption (2004)=321 TWh=321·109 kWh
Balance of System loss factor = 0.75
In 1 m2 of PV panels we produce 0.125·1400·0.75≈131 kWh/year
To produce 321 TWh we need 2.44·109 m2=2’440 km2
The surface of Italy is 301 339 km2
⇒ we need to use the 0.8% of Italy’s surface
Available surface:
roofs and facades
≈ 1000 km2
uncultivated or low-yield land (grassland)
≈ 55000 km2
⇒ we need to use part of rooftop and 3-4% of uncultivated land
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