Analisi Del Mercato Fotovoltaico 2009-2010

Prefazione

Negli ultimi anni, gli investimenti nelle fonti rinnovabili sono cresciuti a velocità sempre

maggiore: essi hanno consentito lo sviluppo tecnologico e l’espansione economica del

settore. I nuovi sistemi sono diventati un’alternativa concreta alle tecniche di generazione

tradizionale, seppure i costi non siano ancora competitivi con quelli degli altri settori

energetici.

Nel corso degli anni, i diversi organismi internazionali hanno ribadito che gli Stati

dovranno adottare con urgenza politiche efficaci, con cui incrementare la generazione

d’energia da fonti rinnovabili. La stessa Commissione Europea, ad esempio, ha stabilito

che entro il 2020 l’approvvigionamento energetico europeo dovrà essere garantito per il

20% dalle fonti rinnovabili. In tale prospettiva, è necessario che gli Stati stabiliscano

obiettivi sempre più ambiziosi ed elaborino precise politiche strategiche. Tale fenomeno

è riscontrabile, in maniera più evidente che in altri casi, nel settore fotovoltaico.

Nell’ultimo quindicennio, infatti, la capacità installata a livello mondiale è cresciuta del

475%.

Nel presente elaborato, si intende condurre un’analisi sul mercato dei moduli fotovoltaici,

così da individuare i fattori che ne hanno determinato il recente sviluppo. A tal fine, si ci

concentrerà dapprima sulle trasformazioni tecnologiche che hanno interessano tale

settore, dai moduli di prima generazione basati sul silicio, sino alla nuova frontiera del

fotovoltaico organico; seguirà una breve analisi dei principali produttori e delle loro

tecnologie, per cui si sono imposti a livello mondiale, e dei loro Paesi, e al fine di

valutarne gli effetti sui rispettivi mercati nazionali. Sarà utile, inoltre, dedicare un

approfondimento al mercato italiano, curandosi di studiare la capacità dell’industria

interna di soddisfare la domanda, producendo il quantitativo di celle e moduli fotovoltaici

necessari alla realizzazione degli impianti nel territorio. In caso contrario, si vedrà da quali

Paesi, l’Italia acquista i prodotti richiesti e quanto intensa sia la sua dipendenza estera in

questo settore.

Successivamente, lo studio verterà sull’individuazione dei principali fattori che possano

aiutare nella scelta di un modulo di qualità, davanti a una filiera produttiva così vasta per

prodotti che appaiono a prima vista indifferenziati; si analizzeranno le principali

certificazioni, a cui le aziende ricorrono per promuovere i loro moduli e per garantire uno

standard minimo di qualità e sicurezza, e dei principali parametri elettrici, che occorre

visionare e valutare prima dell’acquisto.

CAPITOLO 1: NOTE TEORICHE DI BASE

1.1 Introduzione al sistema fotovoltaico in Italia

La tecnologia fotovoltaica permette di convertire direttamente l’energia luminosa in

energia elettrica, senza avere passaggi intermedi di natura meccanica, come di solito

accade nelle centrali elettriche tradizionali. I primi sistemi solari fotovoltaici terrestri, per

la generazione di energia elettrica, risalgono solo ai primi anni ’80, pertanto, il

fotovoltaico è piuttosto giovane se si considerano i normali tempi di apprendimento e di

diffusione di una nuova tecnologia energetica. Tuttavia, in questo breve periodo, il suo

sviluppo è stato rapidissimo grazie ai molteplici vantaggi che offre:

- è una fonte rinnovabile percepita come particolarmente pulita e quindi gradita al

pubblico;

- di esercizio l’impatto è nullo (non richiede acqua, non da luogo a emissioni

fastidiose o a rumori);

- gli impianti presentano alta affidabilità e ridotti costi di esercizio e manutenzione,

per una vita operativa che, è dimostrato, supera i 25 anni;

- la semplicità d’uso, la modularità e la versatilità tecnologica degli impianti li rende

adatti a rispondere alle esigenze di utenze sia isolate che connesse alla rete, sia di

singole di case che di piccole comunità o distretti industriali, sia dei Paesi

industrializzati che di quelli in via di sviluppo;

- risulta ideale per realizzare il nuovo modello di generazione distribuita; gli impianti

producono energia elettrica vicino all’utenza, modulata sulle sue esigenze,

sopperendo ai picchi di domanda - specialmente a quelli legati all’uso dell’aria

condizionata durante le giornate estive - e riducendo le perdite legate al trasporto

e la necessità di aumentare la capacità delle linee di trasmissione.

Da quando si vanno introducendo i vari sistemi di tariffa incentivante, tuttavia, la

generazione di corrente fotovoltaica rende anche in dimensioni maggiori, considerando

l’aspetto da un punto di vista prettamente economico, visto che da un punto di vista

ambientale è sempre convenuta. La tariffa incentivante, nota in Italia col nome “Conto

Energia”, su modello di altri paesi, prima di tutto la Germania, ha contribuito a portare ,

tra il 2007 e il 2009, la potenza istallata dai 79MW agli oltre 900 MW, come calcolato

dall’ultimo rapporto GSE ( gestore dei servizi elettrici). Con tale decreto ministeriale del

19 febbraio 2007, il governo apre la porta del solare a privati, imprese, enti pubblici,

condomini residenziali ; chi decide di installare pannelli fotovoltaici per la produzione di

energia elettrica in casa, nella propria azienda o nell'edilizia pubblica, non gode solo di

detrazioni fiscali: ha anche a disposizione un sistema di incentivi statali legati alla messa in

rete dell'energia generata ed erogati in "conto energia".

Infatti, al proprietario di un impianto fotovoltaico che sia connesso alla rete elettrica

nazionale e che abbia una potenza nominale non inferiore a 1 KW, viene corrisposta una

speciale tariffa agevolata dal gestore del sistema elettrico nazionale (Gse) per l'energia

prodotta. In questo modo il proprietario percepisce ogni mese e per 20 anni una

retribuzione legata alla quantità di energia che riesce a generare. Le tariffe incentivanti

possono variare a seconda di come l' impianto fotovoltaico venga integrato nel contesto

ambientale o dell' edificio che ospita i moduli.

A tal proposito avremmo impianti fotovoltaici "non integrati", "integrati parzialmente" e

"con integrazione architettonica". Si dice "parzialmente integrato" quando i moduli solari

sono situati in modo complanare agli elementi dell'edificio: sono cioè appoggiati sulle

superfici esterne della casa (tetti, terrazzi, muri) o sui componenti di arredo urbano. Un

impianto è invece "integrato" quando sostituisce le strutture di copertura, i tetti, le

facciate degli edifici, i vetri delle finestre, le persiane. Infine, si dice "non integrato"

quando è installato al suolo o comunque in modo non complanare rispetto alle superfici

di sostegno. La cessione dell'energia alla rete può avvenire attraverso due modalità:

proprietario dei pannelli solari può auto consumare l'energia prodotta e vendere tutta

quella non utilizzata oppure optare per un regime di "scambio sul posto" (per i soli

impianti fino a 20 KW), grazie al quale può cedere l'energia in surplus e ottenerne altra

dalla rete (di notte, o nei momenti in cui c'è meno luce). In questo caso alla bolletta sarà

applicato uno sconto pari al valore dell'energia ceduta. Il premio sarà la maggiorazione

della tariffa pari a una percentuale equivalente alla metà del risparmio energetico

percentuale ottenuto grazie agli interventi eseguiti. Tale premio non può superare il 30%.

http://www.grtn.it/

Le tariffe incentivanti vengono decurtate del 2% per ogni anno di entrata in esercizio

successiva al 2008, fermo restante che la tariffa riconosciuta dal GSE al soggetto

responsabile rimane costante per 20anni.

Figura 1.1 - Tariffe incentivanti espresse in €/kWh valide fino al 31/12/2008



1.2 La fisica del processo fotovoltaico

L’elemento principale in tutti i casi è comunque la cella fotovoltaica. È questa a captare

l’energia dal sole e a trasformarla in corrente elettrica. Per apparecchi piccoli, di norma

basta un’unica cella ; nel caso di esigenze maggiori, invece, si fa ricorso ai moduli

fotovoltaici, che si compongono di più celle collegate parallelamente.

La conversione in energia elettrica dell’onda elettromagnetica irradiata dal sole, si basa

sull’effetto fotoelettrico, ovvero sulla capacità di alcuni semiconduttori di generare

corrente elettrica continua se esposti alla luce solare. Il silicio, sia per le sue proprietà

fisiche di semiconduttore che per ragioni storiche economiche, rappresenta il materiale di

riferimento per la realizzazione delle celle fotovoltaiche.

L'effetto fotovoltaico, osservato per la prima volta da Alexandre Edmond Becquerel nel

1839, costituisce una delle prove indirette della natura corpuscolare delle onde

elettromagnetiche. La teoria fisica che spiega l'effetto fotoelettrico, del quale l'effetto

fotovoltaico ne rappresenta una sottocategoria, fu pubblicata nel 1905 da Albert Einstein

che per questo ricevette il premio Nobel. Quando una radiazione elettromagnetica

investe un materiale può, in certe condizioni, cedere energia agli elettroni più esterni

degli atomi del materiale e, se questa è sufficiente, l'elettrone risulta libero di allontanarsi

dall'atomo di origine. L'assenza dell'elettrone viene chiamata in questo caso lacuna.

L'energia minima necessaria all'elettrone per allontanarsi dall'atomo (passare quindi dalla

banda di valenza che corrisponde allo stato legato più esterno alla banda di conduzione

ove non è più legato) deve essere superiore alla banda proibita del materiale.

Questo fenomeno viene normalmente utilizzato nella produzione elettrica delle celle

fotovoltaiche. Il meccanismo di funzionamento si basa sull'utilizzo di materiali

semiconduttori. Infatti, nel caso di materiali isolanti, il band gap risulta troppo elevato

per poter essere eguagliato dall'energia del fotone incidente, mentre per i materiali

conduttori l'energia del band gap è piccolissima, quindi a temperatura ambiente c'è una

continua creazione e distruzione di coppie elettrone-lacuna e l'energia necessaria alla

creazione viene fornita direttamente dalle fluttuazioni termiche. Quando un flusso

luminoso investe invece il reticolo cristallino di un semiconduttore, si verifica la

transizione in banda di conduzione di un certo numero di elettroni al quale corrisponde

un eguale numero di lacune che passa in banda di valenza. Si rendono pertanto disponibili

portatori di carica, che possono essere sfruttati per generare una corrente. Per realizzare

ciò è necessario creare un campo elettrico interno alla cella, stabilendo un eccesso di

atomi caricati positivamente in una parte del semiconduttore ed un eccesso di atomi

caricati negativamente nell’altro. Questo meccanismo si ottiene mediante drogaggio del

semiconduttore che generalmente viene realizzato inserendo atomi di boro e di (fosforo)

per ottenere rispettivamente una struttura di tipo p (con un eccesso di lacune) ed una di

tipo n (con un eccesso di elettroni).

Lo strato drogato con elementi di fosforo, che hanno cinque elettroni esterni (o di

valenza)

contro i tre di quelli del boro, presenta una carica negativa debolmente legata, costituita

da un elettrone in eccesso per ogni atomo drogante. Nello stesso modo, nello strato

drogato con elementi di boro, che hanno invece tre elettroni esterni, si ottiene un'

eccesso di carica positiva, data dalle lacune degli atomi droganti. Il primo strato, a carica

negativa, viene generalmente chiamato strato n, l'altro, a carica positiva, strato p, la zona

di separazione è detta giunzione p-n.

Figura 1.4 - Funzionamento di una cella fotovoltaica

È evidente quindi che il materiale risulta essere globalmente neutro, però, mettendo a

contatto i due materiali così ottenuti, si viene a verificare un flusso di elettroni dalla zona

n alla zona p e di lacune in direzione opposta, fino al raggiungimento dell'equilibrio

elettrostatico, che determina un eccesso di carica positiva nella zona n, un eccesso di

elettroni nella zona p e una regione intermedia detta regione di svuotamento.

Il risultato è un campo elettrico interno al dispositivo che si estende a cavallo della

regione di svuotamento, generalmente spessa pochi micrometri. A questo punto, se viene

illuminata con fotoni la giunzione dalla parte n, vengono a crearsi delle coppie elettrone-

lacuna sia nella zona n che nella zona p. Il campo elettrico permette di dividere gli

elettroni in eccesso (ottenuti dall’assorbimento dei fotoni da parte del materiale) dalle

lacune, e li spinge in direzioni opposte gli uni rispetto agli altri. Gli elettroni, una volta

oltrepassata la zona di svuotamento non possono quindi più tornare indietro, perché il

campo impedisce loro di invertire la marcia. Connettendo la giunzione con un conduttore

esterno, si otterrà un circuito chiuso nel quale il flusso di elettroni parte dallo strato n, a

potenziale maggiore, verso lo strato p, a potenziale minore fintanto che la cella resta

esposta alla luce.

1.3 Stato attuale e potenzialità della tecnologia fotovoltaica

I sistemi fotovoltaici terrestri commerciali sono oggi basati su due linee tecnologiche

principali che impiegano:

- silicio mono e poli-cristallino in wafer per realizzare celle fotovoltaiche di dimensioni pari

a 150-250 cm² e spessore di circa 0,25 mm, connesse tra loro e assemblate in moduli

piani

- diversi tipi di semiconduttori depositati direttamente su substrati di larga area in forma

di film sottili, ovvero di qualche micron di spessore.

Il silicio cristallino è la materia prima più importante per l’industria fotovoltaica. Si

potrebbe pensare che ve ne sia in abbondanza visto che il silicio è ottenuto dalla sabbia.

Eppure nel settore c’è stato un collo di bottiglia, poichè non c’è abbastanza

silicio per soddisfare la crescente domanda di wafer, anche se la situazione sta

migliorando e gli esperti, per il futuro, parlano di un «problema risolto». Sono state

annunciati incrementi di capacità produttiva nei prossimi anni da parte di grandi

produttori tradizionali (Wacker, Hemlock, MEMC ecc.) e nuove iniziative industriali

(ELKEM per Si di grado solare, ossia di qualità inferiore a quella richiesta dall’industria

elettronica, con impurezze non superiori a 100 ppm invece di max 0,01 ppm) che

triplicheranno nel 2010 la capacità produttiva mondiale attuale di Si. Il problema di

carenza di silico ha incoraggiato la ricerca e lo sviluppo di tecnologie alternative, tra le

quali quella a film sottile, che è tornata al centro dell’attenzione.

In questo caso, uno strato sottilissimo di silicio amorfo (a-Si), quindi non di silicio

cristallino, è depositato su una superficie di appoggio, di solito una lastra di vetro. Il

fabbisogno di silicio con questa tecnologia è molto inferiore rispetto alle celle cristalline.

Gli altri tipi di celle a film sottile, come per esempio quelle in cadmio-tellururo (CdTe) o in

rameindio- diselenide (CIS), hanno una quota di mercato addirittura inferiore a quella

della tecnologia del silicio amorfo. Il vantaggio in termini di costo per il processo di

produzione inizia solo ora a compensare l’efficienza più bassa, specialmente perché la

produzione è particolarmente complicata e può raggiungere costi più bassi, solo con la

produzione di quantità molto elevate.

Thin film a-si ; 5.20%CdTe; 4.70%

CIS-CGIS; 0.50%

Policristallino; 45.20%

Monocristallino; 42.20%

String Ribbon ; 2.20% Altro ; 0.10%

Figura 1.5 - Ripartizione per le principali tecnologie fotovoltaiche ( Fonte: Photon magazine 2009)

Accanto a queste, comincia ad affacciarsi timidamente sul mercato la tecnologia della

concentrazione che utilizza piccole celle ad altissima efficienza con concentratori ottici di

grande superficie sempre puntati verso il sole. Gli alti costi di sistema (ottica,

inseguimento, raffreddamento delle celle) e la capacità di sfruttare solo la componente

diretta della luce solare dovrebbero essere compensati dall’alta efficienza delle celle.

CAPITOLO 2: IL SILICIO CRISTALLINO, LA PRIMA GENERAZIONE DEI

MODULI FOTOVOLTAICI

2.1 Il lungo processo dal quarzo alla cella fotovoltaica.

Dopo l’ossigeno, il silicio (simbolo chimico Si) è l’elemento più diffuso della crosta

terrestre, nella sua forma più pura è contenuto nel quarzo, che non è altro che biossido di

silicio (SiO2). Per ottenere il quarzo dalla sabbia, e quindi ricavarne il silicio puro che è la

materia prima per la produzione delle celle fotovoltaiche, è necessario un complesso

processo di lavorazione che divora molta energia. Non a caso molti impianti produttivi si

trovano in Paesi dove la corrente ha un costo ridotto. Dal quarzo si ottiene così il

cosiddetto silicio di grado metallurgico, che deve ancora essere purificato tramite

processo chimico.

Per separare le impurità come ferro, alluminio, calcio, magnesio, carbonio, fosforo e boro,

il silicio di grado metallurgico viene trasformato mediante l’acido cloridrico

(HCl) in triclorosilano(SiHCl3). Gli elementi come il ferro, l’alluminio e il calcio formano

dei sali che possono essere nrimossi. Le restanti impurità possonon essere separate

mediante ladistillazione del triclorosilano in naltissime colonne di acciaio inox. A questo

punto il triclorosilano purissimo deve essere riconvertito.

A tal fine viene portato ad una temperatura di 1.100 gradi in un reattore epitassiale in

un’atmosfera di idrogeno puro. All’interno vengono inserite delle barre di silicio purissimo

lunghe due metri ma con soli 8 millimetri di spessore, sulle quali si deposita il silicio del

triclorosilano finché queste non raggiungono uno spessore di circa 20 centimetri. Il silicio

purissimo così ottenuto è in forma policristallina, per questo gli esperti parlano di

polisilicio. Questo prodotto non è ancora sufficiente per l’industria dei semiconduttori,

per questo motivo dal silicio policristallino si fa crescere il silicio monocristallino in due

modi diversi. Il metodo float-zone o a zona fusa mobile prevede che la sbarra di silicio

policristallino venga riscaldata nella parte frontale e collegata ad un germe

monocristallino. Successivamente un anello riscaldato ad induzione si sposta lentamente

dal punto di fusione verso l’alto lungo la sbarra verticale, fondendo continuamente il

cilindro di silicio in una zona di circa due centimetri. Tornando allo stato solido si

formapezzo per pezzo.

Figura 2.1- Dal silicio al modulo fotovoltaico

Con il processo Czochralski, invece, il silicio policristallino viene prima frantumato in

piccoli pezzi e poi fuso a 1.420 gradi. Un’asta alla cui estremità è applicato un germe di

cristallizzazione viene immerso da sopra nel crogiolo contenente il silicio fuso. Mentre a

contatto con il germe il silicio si solidifica, l’asta viene sollevata lentamente girando allo

stesso tempo su sé stessa. In questo modo si forma un cilindro di silicio monocristallino di

diversi metri di lunghezza. Un fabbisogno di materiale crescente. Nel corso di tutti questi

processi di produzione rimango degli scarti. Poiché le celle fotovoltaiche non necessitano

di un silicio tanto perfetto come, per esempio, i circuiti integrati, l’industria fotovoltaica

compra questi resti e li fonde per produrne silicio monocristallino oppure lascia

solidificare il silicio fuso per ottenere il silicio policristallino. Il silicio monocristallino grezzo

ha la forma di un cilindro, per questo un tempo le celle prodotte con questo materiale

avevano la caratteristica forma circolare. Poiché in tal maniera un modulo fotovoltaico

può contenere un numero minore di celle, oggi si dà alla sezione dei cilindri una forma

squadrata con gli angoli smussati. I residui possono essere fusi ancora una volta. Sempre

più spesso, però, i produttori di celle fotovoltaiche non acquistano più soltanto i residui

dell’industria dei semiconduttori, perché questi ormai non bastano più. Qualsiasi sia la

fonte da cui proviene la materia prima, in ogni caso i produttori di celle fotovoltaiche

tagliano con delle seghe a filo i blocchi di silicio detti lingotti in fette sottilissime dette

wafer (termine inglese per «fetta»). Questi wafer, che poi diventeranno delle celle

fotovoltaiche hanno uno spessore massimo di 300 micrometri, alcuni produttori sono già

scesi sotto ai 200 micrometri. Nonostante l’estrema precisione, quasi la metà del lingotto

si perde sotto forma di residui della segatura, che sono mischiati al liquido refrigerante e

per questo solo difficilmente recuperabili. La produzione di silicio policristallino è più

rapida e meno costosa e grazie alla sua forma quadrata produce meno scarti nel taglio dei

lingotti. Ma, come dice già il prefisso «poli-», è composto da molti singoli cristalli anche di

piccole dimensioni attaccati l’uno all’altro come in un puzzle tridimensionale. Questa

struttura determina le combinazioni pittoresche di diverse tonalità di blu sulla superficie

delle celle policristalline. Tuttavia la loro efficienza in generale è inferiore a quella delle

celle in silicio monocristallino, perché i bordi dei singoli cristalli ostacolano l’effetto

fotovoltaico. Per ottenere questo effetto decisivo, nel passaggio di produzione successivo

il wafer deve essere «drogato». Solo in seguito all’aggiunta di atomi di fosforo da un lato

e di atomi di boro dall’altro, la semplice fetta di silicio diventa una cella fotovoltaica a tutti

gli effetti. Anche il colore blu viene aggiunto successivamente: i wafer inizialmente sono

grigi, ma poi vengono dotati di un rivestimento antiriflesso in ossido di titanio o in nitruro

di silicio, perché altrimenti circa un terzo della radiazione solare sarebbe riflessa. Per

poter raccogliere la produzione di elettricità così ottimizzata devono essere inserite delle

connessioni su entrambi i lati della cella. Sulla faccia esposta al sole, il polo negativo, i

contatti devono essere di dimensioni ridottissime e di solito sono in argento, applicato per

serigrafia in strati e a strisce sottilissimi. Sul lato posteriore si utilizza invece una miscela

tra alluminio e argento, perché l’alluminio è molto più economico e inoltre compensa la

carica negativa del fosforo. Ma, poiché non si adatta a essere saldato, si aggiunge anche

dell’argento. Ordinate per potenza la cella fotovoltaica finita, prima di continuare nella

sua lavorazione, viene controllata con un tester per celle ad una irradiazione definita,

perché ogni esemplare produce una corrente misurata differente. Infatti non è possibile

tagliare i wafer in modo assolutamente omogeneo, nel drogaggio vi possono essere delle

piccole differenze e anche il rivestimento antiriflesso può determinare dei margini di

divergenza. Le celle fotovoltaiche sono quindi suddivise in classi diverse in base alla

potenza nominale. Si tratta di un’operazione importante in vista della successiva

lavorazione in moduli fotovoltaici. Una sola cella può alimentare una calcolatrice, ma la

sua tensione è troppo bassa per un generatore di corrente. Perciò le celle sono collegate

in serie per formare un modulo. Le tensioni si sommano, la corrente invece rimane la

stessa. Quindi, la cella con il valore più basso determina la corrente complessiva del

modulo fotovoltaico. Questo è il motivo per cui devono essere combinate tra loro solo

celle della stessa qualità.

2.2 Composizione di un modulo fotovoltaico in silicio cristallino

Si è già fatto osservare che le celle di silicio cristallino sono di fatto delle fettine di

semiconduttore opportunamente drogato con spessore di qualche centinaio di micron e

dimensioni quadrate di poco piu 10cm di lato. L’assemblaggio delle celle avviene

mediante un dispositivo automatico, che salda il polo negativo del lato frontale di una

cella con il polo positivo sul retro di una altra. Secondo questo principio del collegamento

in serie le celle vanno a formare delle stringhe. Per ottenere una corrente maggiore è

possibile collegare in parallelo più stringhe. A questo punto si ha un «tappeto » di celle

fotovoltaiche tenute insieme da nastri di contatti elettrici. Fondamentalmente il modulo

sarebbe già pronto, ma deve ancora essere confezionato in maniera stabile, visto che

dovrà lavorare sul tetto per almeno 20 anni, sopportando ogni tipo di condizione

meteorologica. La rete di celle è per questo incapsulata in una pellicola trasparente, sul

lato anteriore viene applicato un vetro e sul lato posteriore un’altra pellicola.

Figura 2.2 - Sezione tipica di un modulo fotovoltaico

Non ci si lasci ingannare dalla presenza del vetro per ritenere il modulo fotovoltaico un

oggetto delicato: le caratteristiche meccaniche del vetro superiore devono essere tali da

assicurarne la calpestabilità, reggendo il peso di una persona senza deformazioni

apprezzabili. Devono essere, inoltre, in grado di resistere a condizioni metereologiche

particolarmente severe rappresentate anche dagli urti in seguito alla caduta di grandine di

grosse dimensioni. La trasmittanza del vetro anteriore, cioè la sua capacità di essere

attraversato dalla luce solare, è molto superiore a quella offerta dai normali vetri in

commercio, in modo da non pregiudicare il rendimento complessivo del modulo: per

raggiungere il risultato, i costruttori ricorrono a particolari composizioni con basso

contenuto di ferro.

Tra il vetro e le celle fotovoltaiche viene interposto un sottile strato di vinilacetato di

etilene (EVA), trasparente, che contiene additivi che ne ritardano l’ingiallimento dovuto ai

raggi ultravioletti durante la vita operativa del modulo. Lo scopo dell’EVA è triplice:

evitare un contatto diretto tra celle e vetro, eliminare gli interstizi che altrimenti si

formerebbero a causa della superficie non perfettamente liscia delle celle ed isolare

elettricamente la parte attiva dal resto del laminato.

Il numero di celle presenti in ogni singolo modulo fotovoltaico assume generalmente

valori standard: 36, 64, 72 e di recente anche 96.

Sul retro delle celle viene posto un ulteriore foglio di EVA, con funzioni analoghe a quello

utilizzato anteriormente. A chiusura del sandwich realizzato, viene in genere utilizzato un

foglio di polivinile fluorato Tedlar ( in genere di color bianco), eventualmente rinforzato

con fogli metallici e polimerici per aumentare la sua impermeabilità all’ossigeno ed

all’acqua. In alternativa è possibile usare un altro vetro con caratteristiche meccaniche e

trasmissive della luce inferiori a quelle previste per il vetro anteriore: un modulo

realizzato in questo modo viene denominato a doppio vetro. La soluzione a doppio vetro

offre maggiore protezione e consente una trasparenza che, per l’uso architettonico, è

spesso essenziale; per contro, ne raddoppia quasi il peso( sconsigliandone l’uso in

impianti mobili) e ne aumenta il prezzo di mercato.

Figura 2.3 - Moduli fotovoltaici in silicio mono e policristallino

Sul bordo dei moduli fotovoltaici può poi essere presente, o meno, una cornice la quale è

generalmente realizzata in alluminio anodizzato e incollata al sandwich con gomma

siliconica, che rende più semplici le operazioni di montaggio grazie a una maggiore libertà

di manovra. La presenza della cornice permette di distribuire meglio gli sforzi sul vetro e

sul bordo del modulo riducendo in questo modo la possibilità di formazioni di rotture e

crepe e donando quindi maggiore robustezza. Costituisce inoltre una protezione contro

gli agenti atmosferici grazie al collante utilizzato, la gomma siliconica, che crea una

barriera impermeabile. La scelta di moduli senza cornice ( frameless ) è spesso dettata da

ragioni estetiche infatti una soluzione senza cornice permette di realizzare strutture più

regolari e armoniose con la facciata. In questo caso si utilizzano profili di alluminio

realizzati mediante il processo di estrusione, nei quali i moduli vengono alloggiati, e tra il

profilo di alluminio e il modulo viene inserito uno strato di gomma. Affinché questi

moduli possano essere collegati a formare un generatore fotovoltaico, vengono dotati sul

retro di una scatola di connessione dove sono collocati i cosiddetti diodi di bypass. Se una

o più celle del modulo viene ombreggiata, il diodo a partire da un certo valore lascia

passare la corrente degli altri gruppi. In questo modo si protegge la cella da possibili

danneggiamenti. I moduli fotovoltaici finiti vengono infine controllati ancora con un

generatore di flash. Questo grande lampeggiatore individua in base ad un modulo di

riferimento calibrato i dati precisi sulla potenza di ogni modulo. Come le celle, infatti,

anche i moduli di un generatore sono collegati in serie, formando delle stringhe, e quindi

devono essere adattati il più possibile gli uni agli altri in base alla loro corrente. Se senza

accorgersene finisce in circolazione un modulo con una corrente inferiore, questo anello

debole determinerà più tardi la potenza dell’intera catena.

2.3 Parametri caratteristici di un modulo fotovoltaico

Per uniformità internazionale nelle condizioni di test, la misura delle caratteristiche

elettriche di celle e moduli fotovoltaici deve avvenire secondo le standard Test Condition

(STC), che sono le seguenti:

- Potenza della radiazione luminosa 1000 W/m2

- Temperatura della/e cella/e 25°C

- Massa d’aria AM=1.5.

Per motivi costruttivi, il rendimento dei moduli fotovoltaici è in genere inferiore o uguale

al rendimento della loro peggior cella.

Con rendimento si intende l’efficienza di conversione, ossia il rapporto tra la potenza

solare radiante totale incidente la cella e la potenza elettrica effettivamente erogata dalla

cella. La potenza radiante non convertita si trasforma in calore, inutile e penalizzante per

il rendimento. L’efficienza di conversione di un a cella dipende dai materiali di cui essa è

costituita e dal tipo di tecnologia utilizzata per realizzarla; attualmente la tecnologia di

realizzazione che assicura le maggiori efficienze di conversione ad una cella commerciale

è quella del silicio cristallino (monocristallino e policristallino), con una media che si

attesta attorno al 16 %, valori tipici riscontrabili nei prodotti commerciali a base silicea si

attestano intorno al:

- 15% nei moduli in silicio monocristallino;

- 13% nei moduli in silicio policristallino;

Figura 2.4- Efficienza di conversione di una cella in silicio cristallino

I motivi di tale bassa efficienza sono molteplici e possono essere raggruppati in quattro

categorie:

- riflessione: non tutti i fotoni che incidono su una cella penetrano al suo interno,

dato che in parte vengono riflessi dalla superficie della cella e in parte incidono

sulla griglia metallica dei contatti;

- fotoni troppo o poco energetici: per rompere il legame tra elettrone e nucleo

occorreuna certa energia, e non tutti i fotoni incidenti possiedono energia

sufficiente. D’altraparte alcuni fotoni troppo energetici generano coppie elettrone-

lacuna, dissipando in calore l’energia eccedente quella necessaria a staccare

l’elettrone dal nucleo;

- ricombinazione: non tutte le coppie elettrone-lacuna generate vengono raccolte

dal

campo elettrico di giunzione e inviate al carico esterno, dato che nel percorso dal

punto di generazione verso la giunzione possono incontrare cariche di segno

opposto e quindi ricombinarsi;

- resistenze parassite: le cariche generate e raccolte nella zona di svuotamento

devono essere inviate all’esterno. L’operazione di raccolta viene effettuata dai

contatti metallici, posti sul fronte e sul retro della cella. Anche se durante la

fabbricazione viene effettuato un processo di lega tra Silicio e Alluminio dei

contatti, resta una certa resistenza l’interfaccia, che provoca una dissipazione che

riduce la potenza trasferita al carico. Nel caso di celle al silicio policristallino,

l’efficienza è ulteriormente diminuita a causa della resistenza che gli elettroni

incontrano ai confini tra un grano e l’altro e, ancor più nel caso di celle al Silicio

amorfo, per la resistenza dovuta all’orientamento casuale dei singoli atomi.

Tornando alle caratteristiche elettriche di un modulo fotovoltaico, è necessario( secondo

la norma CEI EN 50380 "Fogli informativi e dati di targa per moduli fotovoltaici") che ogni

modulo fotovoltaico riporti, al momento della vendita, i seguenti dati tecnici:

- la potenza nominale PMP con indicazione della tolleranza;

- la tensione VMP e la corrente IMP nel punto di massima potenza;

- la tensione di circuito aperto Voc;

- la corrente di corto circuito Isc;

- i coefficienti di temperatura per la potenza, la corrente e la tensione, determinati

in condizioni standard

Figura 2.5 –Curva caratteristica modulo fotovoltaico

L’area compresa tra l’ascissa e l’ordinata di un punto della curva e gli assi cartesiani

rappresenta la potenza erogata in corrispondenza di quei valori di corrente e tensione. In

corrispondenza del punto della caratteristica di ordinata IM e ascissa VM, ossia in

corrispondenza del ginocchio della curva, si ha la massima potenza ottenibile, in cui si

hanno le condizioni di lavoro ottimale.

Il rapporto tra il prodotto IM x VM e il prodotto tra la corrente di corto circuito ISC e la

tensione a vuoto VOC, è chiamato fill factor o fattore di riempimento della cella.

Il fill factor dà un’indicazione sulle prestazioni della cella .

Figura 2.6 - Curva caratteristica in funzione dell'irraggiamento

Nel diagramma seguente è rappresentata la caratteristica di una cella fotovoltaica in

corrispondenza di valori diversi della radiazione solare che investe la cella. Come si può

vedere al variare dell’irraggiamento incidente sulla cella la tensione varia di poco mentre

la corrente varia in maniera proporzionale alla radiazione. Anche per bassi valori della

radiazione solare la tensione a vuoto assume valori molto vicini a quelli di tensione

massima per cui per evitare la presenza di tensione ai morsetti di un generatore

fotovoltaico bisogna oscurarne totalmente la superficie captante.

Analizzando la figura che segue si può notare che le prestazioni di una cella sono

influenzate anche dalla temperatura della cella.

Si evince infatti che all’aumentare della temperatura si ottiene una diminuzione della

tensione a vuoto VOC in ragione di circa 2,3 mV/°C e, un aumento della corrente di corto

circuito ISC pari allo 0,2 %.Questa variazioni possono essere prese come riferimento

nell'intervallo di temperatura 0 - 60 °C.Tenendo conto delle due influenze opposte che

hanno l’irraggiamento e la temperatura sulle prestazioni di una cella possiamo concludere

che la combinazione dei due fenomeni comporta una diminuzione della potenza massima

del 6 - 7% per ogni aumento di 10° della temperatura per cui mentre la temperatura

influenza la tensione, l'irraggiamento determina la corrente del dispositivo fotovoltaico.

Figura 2.7 – Curva caratteristica in funzione della temperatura

2.4 Il futuro del silicio cristallino

La ricerca in campo fotovoltaico è indirizzata verso il miglioramento del rapporto fra

efficienza e costo del modulo fotovoltaico. Il basso valore di questo rapporto costituisce il

limite più forte all'affermazione su grande scala di questa tecnologia energetica. L’

obiettivo della ricerca e sperimentazione, riguardante la tecnologia cristallina, è, legato

principalmente alla riduzione de costi conness ai trattamenti industriali di cui necessita i

silicio.

Oggi è possibile purificare direttamente il silicio di grado metallurgico ottenendo così un

silicio di grado metallurgico purificato UMG ( Upgraded Metallurgical grade), che tuttavia,

presenta un grado di purezza inferiore, rispetto al materiale ottenuto con i processi

convenzionali. Ad esempio, le celle UMG subiscono una maggiore degradazione indotta

dalla luce, in secondo luogo, il fill factor e la tensione a vuoto sono più elevati, mentre la

corrente di cortocircuitoe la tensione di rottura («breakdown») risultano inferiori.

Quest’ultima indica un rischio maggiore di punti roventi («hot spots») Infatti, quando una

cella viene ombreggiata, questa blocca di solito il flusso di corrente all’interno della

stringa di celle, fungendo quindi al pari di una resistenza. Se la tensione inversa supera un

determinato punto di rottura, la cella inizia ad arroventarsi (effetto «hot spot»), fino alla

sua distruzione. Il nuovo materiale si potrà imporre solo se i produttori di celle

contribuiranno al processo di sviluppo e non lasceranno da soli i produttori di moduli.

Fondamentalmente, oggi è questo il materiale in cui sono riposte le migliori speranze di

ottenere moduli più economici. Uno dei produttori riusciti finora a mettere sul mercato

moduli integralmente realizzati in silicio UMG è CanadianSolar Inc. (CSI), che alla fiera

Intersolar di giugno 2008 a Valencia, ha presentato al pubblico i suoi primi prodotti UMG

realizzati con il silicio di Timminco, ovvero moduli che hanno un prezzo inferiore di circa il

15 per cento, con un rendimento lievemente inferiori ai moduli convenzionali.

Lo stato di maturità della tecnologia cristallina raggiunto negli ultimi 20anni di ricerca e

sperimentazione, ha anche, portato ad una crescita dell’efficienza dei moduli

commerciali, pari circa al 100%. Un esempio è dato dal Modulo Fotovoltaico SunPower

315E le cui 96 celle solari sono dotate di tecnologia back-contact (in cui i contatti

elettrici sul retro della cella permettono la riduzione degli ombreggiamenti) e che fornisce

un’efficienza di conversione totale del 19,3%. Il ridotto coefficiente di

tensione/temperatura del modulo, il vetro antiriflesso, e le eccezionali prestazioni in

condizioni di bassa luminosità garantiscono una produzione energetica eccezionale per

watt di picco di potenza.

I moduli realizzati in silicio, probabilmente, continueranno a dominare il mercato per

moltissimi decenni in quanto risultano quindi:

- tecnologicamente ben sperimentati;

- con degrado delle prestazioni elettriche molto contenuto ( di qualche percento)

nei ventanni di vita utile ( tanto è vero che molti produttori garantiscono il 90%

delle performance);

- di efficienza record rispetto a qualsiasi altro materiale.

Pur tuttavia, i moduli cristallini, essendo formati da più celle fotovoltaiche ottenute

tagliando a fettine ( wafer) un cilindro di materiale attivo ed accoppiandole

elettricamente, rivelano nel compenso alcuni punti deboli:

- la visione di insieme dell’oggetto è pur sempre qualla di un componente

“assemblato”;

- l’aspetto estetico non soddisfa pienamente tutti i progettisti, principalmente a

causa della limitate potenzialità architettoniche;

- i margini di riduzione del costo di produzione sono ancora piuttosto contenuti.

Questi aspetti non completamente soddisfacenti della tecnologia cristallina sono stato in

passato la molla che ha fatto scattare la ricerca di base su nuovi materiali, la quale dopo

un paio di decenni di sforzi, sta proponendo al mercato un’alternativa: i film sottili.

CAPITOLO 3: LA NUOVA FRONTIERA DEL FOTOVOLTAICO

3.1 Le tecnologie a film sottile (thin-film)

La quota di mercato delle tecnologie a film sottile è ancora molto contenuta (~ 13%), ma

tutti gli scenari, delineati da fonti autorevoli, sono concordi nel considerarle come la

soluzione con le maggiori potenzialità nel medio-lungo termine per una sostanziale

riduzione dei prezzi (fino a valori inferiori a 1 €/Wp ).

L’idea alla base dei moduli in film sottile è di impiegare materiali a basso costo (vetro,

metallo, plastica) insieme a quantità minime di un semiconduttore, depositati

generalmente come miscela di gas, ad alto costo ma con una superiore capacità di

assorbimento della luce solare rispetto al silicio cristallino, come il Silicio amorfo e

microcristallino (a-Si e μc-Si, con 6-9% di efficienza commerciale), il Diseleniuro di Rame e

Indio (CIS, CIGS nel caso di aggiunta di Gallio, 10-12%), o il Tellururo di Cadmio(CdTe, 9%).

Lo spessore totale degli strati può variare tra 3 e 5 μm; lo spessore del vetro può essere di

3-4mm, ma, come già detto, al posto del vetro si possono usare fogli di plastica o di

metallo che consentono addirittura di ottenere pannelli arrotolabili

Figura 3.1 - Valori di efficienza record raggiunti in laboratorio

Figura 3.2 - Tipica struttura a substrato indipendente dal materiale utilizzato

Esistono, pertanto, diversi materiali semiconduttori e numerosi processi per la

deposizione di questi materiali sotto forma di film sottile, tuttavia, la struttura del film non

dipende dalla tecnologia usata per produrlo.

Il processo di produzione prevede la deposizione, su un substrato (vetro, metallo,

plastica), in successione dei seguenti strati:

- contatto metallico posteriore,

- materiale assorbente (semiconduttore),

- buffer,

- contatto anteriore trasparente alla radiazione (TCO).

Le deposizioni dei vari strati si alternano con una serie di asportazioni, mediante laser, di

sottilissime strisce che consentono di realizzate le singole celle e di realizzare la

connessione in serie tra le celle e, quindi, tra il polo positivo di una cella (contatto

metallico posteriore) con il polo negativo (contatto trasparente frontale) della cella

successiva. Questo processo, chiamato integrazione monolitica delle celle consente un

elevato grado di automazione nella produzione dei pannelli. Si procede, infine,

all’incapsulamento del modulo tramite laminazione. Tale tecnologia utilizza una quantità

di materiale 10-50 volte minore rispetto a quella usata per il Si monocristallino, evitando

gli enormi sfridi di lavorazione tipici dell’operazione di taglio dei wafer.

Le tecniche di deposizione sono, quindi, a basso consumo di energia e quindi è breve il

relativo payback-time, ossia quanto tempo deve operare un impianto fotovoltaico per

produrre l’energia impiegata per fabbricarlo, circa 1 anno per i film sottili di silicio amorfo

contro i 2 della tecnologia del silicio cristallino, secondo le valutazioni più aggiornate. È

possibile anche realizzare giunzioni multiple sovrapponendo in serie più strati di materiali

semiconduttori diversi, con risposta ottimale per intervalli diversi di lunghezze d’onda

dello spettro della luce solare, allo scopo di sfruttarlo al meglio.

I moduli a film sottili dimostrano anche una migliore resa energetica rispetto ai moduli in

c-Si di pari potenza nominale, grazie ad una minore dipendenza dell’efficienza dalla

temperatura di funzionamento, che nei mesi estivi può raggiungere anche i 70 °C, e alla

buona risposta anche quando la componente di luce diffusa è più marcata e quando sono

bassi i livelli di irradianza (rispetto al riferimento standard di 1000 W/m²), ossia nelle

giornate nuvolose. Agli indubbi vantaggi delle tecnologie a film sottile non è corrisposto

fino a oggi l’aspettato successo industriale per il persistere di alcuni fattori negativi: il

confronto tra moduli a film sottili e al silicio cristallino sfavorevole per i primi perché di

solito, acriticamente, non basato sulle rese energetiche ma sulle efficienze standard;

problemi tecnologici e di disponibilità di alcuni materiali (l’Indio, in particolare,

massicciamente impiegato per la realizzazione di LCD, è passato da 70 $/kg nel 2002 a

1100 $/kg nel 2005); difficoltà nel passaggio dalle linee pilota a quelle industriali per l’alto

costo dell’investimento richiesto (è necessario approntare la linea di fabbricazione

completa, mentre nel caso del silicio cristallino si possono acquistare i wafer da aziende

specializzate). Nell’ultimo periodo, però, è stata riscontrata una netta inversione di

tendenza con l’entrata in funzione di nuovi impianti e l’annuncio di nuovi investimenti, sia

in Europa che nel resto del mondo, per realizzare stabilimenti di produzione di moduli a

film sottili con tutte le diverse tecnologie disponibili (silicio, CIGS e CdTe), ma con una

forte prevalenza di quella, più consolidata, del silicio amorfo; la tecnologia per le celle

basata sui wafer domina oggi e probabilmente anche domani, ma al più tardi dopodomani

inizierà l‘era del film sottile.

3.3.1 Silicio amorfo : il primo film sottile

Il silicio amorfo è stato il primo e l’unico film antagonista del cristallino per tutti gli anni

’80 e ’90. Dal momento del suo lancio sul mercato a oggi, la tecnologia amorfa è quella

che ha realizzato i maggiori progressi sviluppando soluzioni sofisticate e risolvendo col

tempo molti dei suoi iniziali problemi tecnologici.

A differenza del modulo cristallino, in questo caso, manca lo strato di EVA superiore ( cioè

tra celle e substrato che lascia filtrare la luce), in quanto le celle sono direttamente

depositate sul substrato; il silicio non essendo cristallino, può essere depositato con

continuità e per spessori di pochi micron (millesimi di millimetro) su superfici flessibili

come lamine di metallo o plastica di piccolo spessore e poi rivestite. Inoltre, il modulo in

amorfo ha un aspetto molto gradevole in quanto si presenta come una superficie di

colore uniforme nera con riflessi rossastri: questa caratteristica, unita alla possibilità di

realizzare moduli flessibili, lo ha reso particolarmente gradito ad architetti e designer, a

tal punto da creare soluzioni dedicate all’integrazione architettonica, che nascono come

sostitutivi di elementi edilizi(tegole, lamiere grecate, tamponamenti di facciate,ecc..),

coprendo un segmento di mercato che non trova rivali tra i componenti fotovoltaici.

Tuttavia, la natura stessa del silicio amorfo, che non presenta una struttura molecolare

definita ( a cristalli), limita notevolmente le prestazioni del prodotto in termini di

efficienza di conversione, la quale rimane ben al di sotto di quella del cristallino ( 5 ÷ 8%

delle migliori celle amorfe multi giunzione contro il 12 ÷ 15%), da ciò consegue che per

produrre la stessa quantità di energia di un modulo tradizionale a base di silicio cristallino

occorre una superficie maggiore di un 30-40%.

Questa difficoltà permane tutt’oggi, nonostante con prototipi di laboratorio siano state

raggiunte efficienze record fino al 13% con celle a tripla giunzione , ossia con più strati di

materiali attivi in grado di assorbire uno spettro di luce più ampio rispetto alla

monogiunzione. Rimangono, inoltre, da risolvere i problemi legati alla stabilità delle

prestazioni nel tempo;l’amorfo perde quasi il 10% delle prestazioni di potenza dichiarate

dal costruttore nelle prime 300-400 ore di esposizione ( effetto Staebler- Wronski).

Questo comporta la difficoltà di :

- stabilire a priori le vere prestazioni dell’impianto realizzato dopo il degrado

iniziale, in quanto non sempre il derating è indicato dai costruttori;

- confrontare economicamente in termini di costi/ prezzi dei moduli, espressi in

watt, l’amorfo con altre scelte a pari potenza acquistata.

Per contro, sul fronte dei costi, il processo produttivo offre la possibilità di

un’automazione molto spinta con conseguente risparmio e parallelo aumento della

velocità di produzione: in questo senso si profilano ulteriori miglioramenti con associate

significative riduzioni dei costi.

Figura 3.2- Moduli fotovoltaico in silicio amorfo

3.1.2 Silicio monocristallino e “micromorfo”

Una delle più recenti tecnologie di moduli è l’utilizzo di silicio microcristallino. La

classificazione «a film sottile» non è del tutto corretta, perché qui si opera già nell’ordine

di grandezza dei micrometri, a seconda della struttura e del processo produttivo. Rispetto

alle normali celle cristalline gli strati microcristallini sono però incomparabilmente più

sottili e soprattutto il procedimento non è basato su wafer, ma sulla deposizione di uno

strato sopra un substrato.

A causa delle sfavorevoli caratteristiche elettriche del materiale microcristallino questo di

solito viene applicato in vari strati. Sempre più spesso il procedimento viene utilizzato in

abbinamento al silicio amorfo (a-Si), dando vita al concetto «micromorfo». Gli impianti

produttivi necessari possono essere adeguati. Diversi produttori, che attualmente

utilizzano ancora materiale a-Si, dichiarano quindi di voler passare prossimamente ai

moduli micromorfi. Il tutto non sembra però tanto facile da realizzare e finora solo poche

aziende sono riuscite a realizzare una produzione in serie stabile.

Se i costi di produzione saranno ridotti quanto e come sperato, le aziende coinvolte si

auspicano di trasformare a lungo termine questa tecnologia in una valida alternativa ad

altri procedimenti a film sottile, perché basata sull’abbonante silicio e non su materiali

rari come il tellurio o l’indio. Per il gestore di impianti contano piuttosto le condizioni

attuali che, in relazione all’aspetto omogeneo e alla quota di mercato relativamente

piccola, sono più facilmente confrontabili con i moduli CIS. I rendimenti dei moduli con un

otto, nove per cento sono invece ancora molto bassi.

3.1.3 Film sottile a base di CIS( Copper Indium Diselinide) e CIGS ( Copper

Indium Gallium Diselinide)

Il CIS è un semiconduttore policristallino, spesso arricchito con gallio (CIGS), elemento

che consente di aumentare l’efficienza di conversione.

Dal punto di vista economico sono tra le celle più promettenti in quanto utilizzano

substrati di basso costo e processi di produzione facilmente automatizzabili e quindi

idonei a produzioni i grandi volumi, inoltre contrariamente a quanto accade per il silicio

amorfo, la stabilità delle prestazioni in esterno del CIS-CGIS hanno dimostrato che non c’è

apprezzabile degrado della potenza.

Viceversa lo stato di maturità della tecnologia sul piano dell’uniformità di produzione è

ancora insufficiente; un esempio di modulo CIS/CGIS può essere realizzato utilizzando

come substrato vetro sa 2-3mm di spessore, sul vetro viene depositato il molibdeno, con

uno spessore di circa 0,5 μm, come contatto posteriore. Quindi lo strato assorbente CIS o

CIGS ad uno spessore di 2-3μm.

Il processo di deposizione più usato è la coevaporazione dei vari elementi sotto vuoto. La

giunzione è realizzata depositando un buffer di CdS (materiale quasi completamente

trasparente alla radiazne visibile e all’infrarosso) di 0,05 – 0,07 μm di spessore. Infine,

avviene la deposizione del ZnO, trasparente e buon conduttore e quindi con la funzione di

contatto frontale, ad uno spessore di circa 2 μm. Come già detto le deposizioni sono

alternate da tracciatura laser che consente di separare le celle e di realizzare i contati

elettrici.

I ricercatori americani del laboratorio statunitense NREL, sono riusciti ad ottenere il 20%

di efficienza cole celle CIGS.

Il nuovo ed elevato grado di efficienza per le celle a film sottile CIGS, tuttavia, fa

riferimento a una piccola superficie, tecnicamente facile da manipolare, di soli 0,42

centimetri quadrati.

L’efficienza massima dei moduli CIGS attualmente in commercio si aggira su valori di poco

inferiori alla metà: il produttore tedesco Würth Solar GmbH & Co. KG raggiunge l’11 per

cento su una superficie di 60 × 120 centimetri. In altre tecnologie, la differenza tra i livelli

di efficienza record della cella di laboratorio, da un lato, e il modulo disponibile sul

mercato, dall’altro, è notevolmente inferiore: nelle celle in silicio cristallino è pari a soli

4,6 punti percentuali, mentre nelle celle al tellururo di cadmio è di 5,4 punti. Ciò dipende

principalmente dal fatto che, per la produzione del film fotoassorbente, nella tecnologia

CIGS trovano impiego fino a cinque elementi chimici: rame, indio, selenio, gallio e zolfo.

Negli altri tipi di celle, invece, viene utilizzato o unicamente il silicio oppure una

combinazione di cadmio e tellurio. Quanto più elevato è il numero di elementi impiegati e

quanto più ampia è la superficie del substrato, tanto più difficile diventa distribuirvi questi

elementi in maniera uniforme. Ciò che ancora manca è una tecnologia adeguata che

permetta di applicare questo film CIGS «da record» in maniera omogenea anche sui

moduli. A ciò si aggiunga il problema che lo strato della «cella da record» verrebbe

prodotto a temperature che sfiorano i 600 °C, mentre le pellicole plastiche utilizzate come

materiale di base si scioglierebbero già al di sopra dei 500 °C. A simili temperature,

persino il vetro per finestre finisce per deformarsi. Nella piccola cella sperimentale, il

problema non sussiste, in quanto essa non è avvolta da uno strato protettivo. I moduli,

però, devono

essere laminati; e in questo caso bastano minime irregolarità a provocare la rottura del

vetro. Resta da vedere se il nuovo record delle celle CIGS riuscirà un giorno a uscire dal

laboratorio dell’NREL e ad approdare sul mercato;

Tuttavia, la tecnologia del film sottile a base di CIGS rimane quella oggi più promettente

poiché assicura:

- efficienza dei moduli fino al 12%;

- facilità di installazione grazie alla flessibilità dei materiali di supporto, rendendo

questi moduli attraenti anche dal punto di vista architettonico;

- durata nel tempo, 25 anni di garanzia.

Shell, Nanosolar, Honda stanno investendo molto in questa tecnologia e dichiarano di

poter produrre pannelli a costi pari ad 1/10 di quelli tradizionali. In particolare Nanosolar,

che ha alle spalle il sostegno finanziario dei fondatori di Google, ha avviato in California un

grande stabilimento di produzione con questa tecnologia ed ha annunciato la

realizzazione nella zona a sud di Berlino di un impianto fotovoltaico da 1 MW.

3.1.4 Film sottile in CdTe ( Tellururo di Cadmio)

Il Tellururo di Cadmio è un composto chimico con proprietà di semiconduttore, e con

caratteristiche vicine a quelle delle efficienti ma costosissime celle all’Arseniuro di

Gallio(GaAs), i cui pannelli fotovoltaici sono realizzati per applicazioni spaziali.

La cella solare CdS/CdTe è composta da 4 strati cioè contatto frontale, CdS, CdTe e

contatto posteriore. A differenza del CIGS queste celle solari sono del tipo “superstrato”,

cioè in questo caso la luce entra dal vetro inferiore, passa attraverso il contatto superiore

trasparente, attraversa il CdS e arriva al CdTe dove crea coppie elettroni/lacune. Il CdTe

ha una gap proibita di 1,45 eV, molto vicino al massimo teorico di conversione

dell’energia solare. Ha una gap diretta, che significa che bastano pochi micron di

materiale per assorbire il 90% della luce solare.

Un inconveniente è che, essendo preparato sottoforma di film sottile, cresce

policristallino e presenta dei bordi di grano, per questo non può essere drogato in quanto

le impurezze esterne segregano in questi ultimi. Fortunatamente quando esso è

depositato ad alte temperature di substrato (≥ 500°C) attraverso una sublimazione

ravvicinata, cresce naturalmente di tipo p. Proprio questa tecnica di deposizione ad alta

temperatura per prima cosa permette di avere un CdTe di buona qualità cristallina in

quanto più alta è la temperatura di substrato e più alto è il movimento superficiale degli

atomi che arrivano sul substrato, i quali hanno quindi maggiore probabilità di sistemarsi

nelle posizioni giuste del reticolo cristallino; secondariamente essa permette di depositare

il materiale ad un’alta velocità dell’ordine di alcuni micron al secondo il che la rende

molto adatta per applicazioni industriali. Nella produzione di film fotovoltaico il telluluro

di cadmio può essere depositato su substrati trasparenti che vengono montati al posto di

finestre o come coperture di edifici . Una presunta problematica che spesso viene

affrontata è la pericolosità a livello ambientale del Cadmio presente nelle celle, e nei

moduli, ma esistono molte argomentazioni che scagionerebbero questa tecnologia:

- Il CdTe non è assimilabile al cadmio metallico poiché è un prodotto altamente

stabile, insolubile in acqua ed ad alto punto di fusione. Proprio riguardo

quest’ultimo punto si è visto come negli incendi le temperature al massimo

variano tra i 900°C del tetto e i 1000°C negli scantinati mentre il punto di fusione

del CdTe è a 1041°C e l’ evaporazione comincia a 1050°C (quello del CdS è

addirittura a 1 750°C). studi tedeschi hanno inoltre indicato che alle temperature

tipiche di un incendio i materiali del modulo fotovoltaico rimarrebbero incapsulati

all’interno del vetro fuso.

- Un modulo a base di CdTe contiene pochissimo cadmio, meno dell’uno per mille

in peso e meno , per metro quadro, di un’ordinaria pila al NiCd.

- Il Cadmio è un prodotto secondario dell'estrazione di altri metalli come zinco,

piombo e rame. Il Cadmio viene quindi oggi prodotto in grande eccesso e viene

perciò in gran parte immesso in discarica. Anche supponendo che le discariche

minerarie siano controllate, la trasformazione del Cadmio nello stabile Tellururo

di Cadmio e il controllo del ciclo di vita dei moduli, con la possibilità di recupero

tramite riciclaggio(produttori come First Solar si impegnano a ritirare e

riprocessare i moduli al termine della loro vita) , rendono sicuramente meno

probabile il rilascio di Cadmio nell'ambiente, oltre a fornire un utilizzo

ambientalmente vantaggioso del Cadmio stesso (si pensi solo alla riduzione delle

emissioni serra legate alla generazione fotovoltaica).

- Alla fine, risulta evidente che, paradossalmente, l'utilizzo di moduli al CdTe

ridurrebbe in effetti la quantità di Cadmio rilasciata nell'ambiente. Si consideri

anche il fatto che il 41,3% dell'esposizione umana al Cadmio deriva dall'utilizzo di

fertilizzanti, il 22% dall'utilizzo dei combustibili fossili, oltre il 16% dalla

produzione di ferro e acciaio e così via fino ad arrivare a un 2,5% legato

dall'utilizzo di prodotti del Cadmio quali le batterie NiCd.

Rimane quindi da considerarla come una tecnologia competitiva, con ampi margini di

miglioramento, bassi costi ( 1,15€/ Wp in media) , efficienza media pari a 10-11%, e con

un buon rendimento all’aumentare della temperatura di funzionamento.

3. 2 Il fotovoltaico a concentrazione

Si è già detto che il silicio è la parte costosa di un sistema fotovoltaico, e che la stessa

cella fotovoltaica può teoricamente produrre più energia se esposta a flussi luminosi

superiori; sarebbe conveniente, quindi, impiegare qualche sistema per concentrare molta

luce solare su una ridotta quantità di celle fotovoltaiche di grande efficienza.

Vari esempi di sistemi a concentrazione sono stati sperimentati nei decenni passati

ricorrendo alle più varie soluzioni ed accumulando un notevole, anche se poco noto,

bagaglio tecnico che ne ha dimostrato la funzionalità. La convenienza economica è stata

per molto tempo un problema per la scarsa disponibilità di celle fotovoltaiche progettate

per operare in concentrazione e di sistemi di raffreddamento, movimentazione ed

inseguimento solare affidabili. Recentemente, tuttavia, tutte queste tecnologie hanno

raggiunto, per motivi indipendenti, un grado di maturazione sufficiente per sviluppare

sistemi affidabili ed economicamente convenienti.

Figura 3.3- Impianto ad inseguimento con pannelli a concentrazione

In un modulo fotovoltaico a concentrazione l’area del semiconduttore è ridotta

proporzionalmente al fattore di concentrazione della luce solare per cui anche nel caso di

dispositivi molto complessi e costosi si incide poco sul costo complessivo di2 sistema;

Infatti, nella concentrazione, date le dimensioni estremamente ridotte del materiale

fotosensibile impiegato (dell’ordine di 1 cm² o inferiori), la relativa incidenza sul costo

complessivo dei sistemi non supera il 10%, contro il 25% e oltre che si verifica nel

fotovoltaico piano; in tal modo si può ovviare al problema della disponibilità dei materiali

utilizzati nelle tecnologie fotovoltaiche più diffuse (per l’eccesso di domanda Si, o per la

scarsa presenza in natura In, Te).

Figura 3.4- L’area di celle a concentrazione al

GaAs (in rosso) eroga la stessa

potenza dell’intero campo di calcio se

coperto da pannelli piani al silicio

(rettangolo bianco)

L’industria del fotovoltaico a concentrazione oggi è costituita produttori che utilizzano,

celle solari di silicio cristallino del tipo back side contact con efficienze di circa il 25% e con

fattore di concentrazione geometrico (rapporto tra la superficie captante la radiazione

solare e quella del dispositivo fotovoltaico) limitato a 250-300X.

Altre, le più promettenti, impiegano alti fattori di concentrazione >500X e celle a

multigiunzione basate sui materiali III-V2. Queste ultime sono nate per applicazioni

spaziali, per le quali gli alti costi passano in secondo piano rispetto alle prestazioni, ma

che, con efficienze di oltre il 35% (il record dei laboratori Spectrolab è 41,3%), permettono

di concepire sistemi fotovoltaici concentrazione terrestri con efficienze dell’ordine del

25%, adatti a contesti ad alta insolazione diretta come i Paesi che si affacciano sulla

sponda meridionale del Mediterraneo.

I concentratori utilizzati sono sia rifrattivi (lenti di fresnell o prismatiche) nelle soluzioni

tipo point-focus con moduli integrati, che a riflessione nelle soluzioni dish con dense array

di celle posto nel fuoco. Realizzati con elementi appartenenti ai gruppi III e V della tavola

periodica.

3.5 Moduli ibridi: la tecnologia per combinare fotovoltaico e solare

termico

L’idea è ovvia ed è oggetto di numerosi brevetti. Se del migliaio di watt di energia irradiata

dal sole su ogni metro quadro di superficie terrestre, persino i moduli solari migliori

riescono a convertire in corrente appena 200 watt, dovrà pur esserci un modo per

sfruttare gli altri 800 watt di potenza termica. I pannelli ibridi sono costituiti da

modulifotovoltaici posizionati sulla superficie assorbente di un collettore solare termico.

In pratica il collettore termico raffredda i moduli fotovoltaici migliorandone in modo

significativo il rendimento elettrico.

La soluzione per creare un impianto ibrido parrebbe semplice: combinare moduli

fotovoltaici e collettori solari nella stessa struttura. Ma la realtà è molto più complicata.

Nonostante molti istituti di ricerca solare si siano già occupati di moduli ibridi, finora

questi sul mercato costituiscono solo un fenomeno di nicchia.

Esistono varie tecnologie di sistemi ibridi che si distinguono per il fluido utilizzato (aria,

acqua), la presenza di un vetro (vetrati “glazed” o non vetrati “unglazed”) o la tipologia

(collettori piani o a concentrazione).

Esaminiamo la tecnologia dei collettori piani, raffreddati a liquido che sono i più

interessanti per le applicazioni domestiche; a seconda del clima possono montare o meno

un vetro. Gli schemi in fase di sperimentazione sono due in figura possiamo vedere la

sezione di tre tubi adiacenti in un collettore sheet-and-tube.

Questa e’ invece la sezione di un collettore ad assorbitori flat-box.

I collettori flat-box presentano il vantaggio di poter funzionare in modo efficiente anche

con la sola circolazione naturale. La presenza del vetro di copertura riduce le dispersioni

frontali, contribuendo ad aumentare la resa termica, tuttavia può rappresentare un

problema in caso di interruzione del sistema idraulico.

Infatti durante i periodi di elevata insolazione, se il pannello non viene alimentato con

acqua (guasto del sistema, impossibilità di accumulo nel serbatoio), la temperatura

interna del pannello tende a salire (il termine tecnico è stagnazione), raggiungendo valori

che ne possono ridurre la vita utile o addirittura danneggiarli.

L'Istituto per ricerche sul fotovoltaico di Hamelin, in Germania (ISFH, Institut für

Solarenergieforschung GmbH), ad esempio, ha preso in esame anni fa un modulo

«combinato» della società Solarwerk GmbH, nel frattempo incorporata in Solon AG. I

risultati ottenuti evidenziarono che il lato fotovoltaico fornisse una potenza all'incirca

identica a quella di un modulo standard ed anche la performance della parte solare

termica fosse paragonabile a quella di un comune collettore piano non selettivo.

Il modulo di per sé non può quindi essere ritenuto responsabile del fatto che la tecnologia

ibrida si sia conquistata sul mercato solo un'insignificante presenza di nicchia; il fattore

decisivo è da ricercare nella complessità di un sistema funzionante. Il «nemico»

principale della tecnologia ibrida è la fisica. I moduli fotovoltaici forniscono tanta più

corrente quanto più bassa è la loro temperatura. Con una temperatura delle celle di 25

gradi centigradi e una radiazione di 1.000 watt per metro quadrato, un modulo

fotovoltaico standard offre ad esempio una potenza di 180 watt. Il riscaldamento delle

celle provocato dalla radiazione solare fa abbassare la potenza di circa mezzo punto

percentuale per grado. Con le celle a 60 gradi, la potenza offerta dal modulo scende a soli

150 watt e con 80 gradi sono appena 135 watt. Tuttavia sono proprio queste le

temperature standard a cui funzionano i collettori solari, necessarie per consentire agli

accumuli utilizzati correntemente nel solare termico di caricarsi in vista delle ore

notturne. Inoltre, nella scatola di vetro di un collettore solare non selettivo, le

temperature possono raggiungere i 140 °C, ma modulo combinato soggetto a

temperature così elevate avrebbe però ben poco da offrire sul lato fotovoltaico: il 45

percento circa della potenza nominale verrebbe annullato dal calore, proprio nelle ore del

giorno che assicurano la più alta produttività fotovoltaica. La società Solarzentrum Allgäu

GmbH, nella località tedesca di Altdorf-Biessenhofen, ha avviato la produzione per un

modulo ibrido denominato «PV-Therm».

Figura 3.5 - Il modulo «PV-Therm» di Solarzentrum Allgäu assomiglia a un comune modulo

fotovoltaico. Una differenza sostanziale è data dalla vasca di raffreddamento sul lato posteriore,

che è attraversata dall'acqua

Per ottimizzare la parte fotovoltaica del modulo ibrido si fa raffreddare l’impianto

sperimentale con acqua fredda prelevata da una cisterna per l'acqua piovana. In questo

caso non si tratta di prelevare il calore dal tetto, ma esclusivamente di mantenere

possibilmente bassa la temperatura dei moduli, asportando il calore in eccesso verso

terra. Lo svantaggio di un tale sistema è che funziona senza pressione: le pompe di

circolazione devono costantemente sollevare l'acqua contrastando la forza di gravità, con

un consumo di corrente relativamente alto.

Una buona dose di energia supplementare viene assorbita anche da un'altra variante con

ventola e scambiatore di calore. Come concetto costruttivo, il PV-Therm rappresenta un

normale laminato fotovoltaico, sul cui retro è applicato

un profi lo in lamiera a forma di vasca. In tal modo si ottiene lo spazio intermedio

attraverso il quale può fluire l'acqua che raffredda il laminato. La sigillatura della struttura

è ottenuta mediante una macchina speciale che, ad eccezione del vetro anteriore, sigilla

tutto in materiale plastico a duec omponenti. Nello stesso materiale e nella stessa fase di

lavorazione vengono

prodotti anche i telai e i manicotti di raccordo per il circuito dell'acqua.

In modo simile funziona anche un dissipatore che consente di fare un «upgrade » di

moduli fotovoltaici tradizionali, convertendoli in moduli ibridi. Le ditte Main-Kinzig Solar

GmbH e Sunline AG hanno sviluppato in comune questo componente, che viene applicato

al modulo fotovoltaico utilizzando semplicemente una fascetta. Anche presso Main-Kinzig

l'argomento principale è l'incremento della produzione di corrente.

Ma, a parte lo spazio e i complessi lavori di costruzione richiesti per questo tipo di

soluzioni, lunghe sonde geotermiche e accumulatori interrati, un tale sistema complica in

modo notevole quella che pareva essere l'idea semplice alla base dei sistemi ibridi.

Basti pensare anche al fabbisogno addizionale di corrente per pompe, valvole, regolatore

e pompa di calore.

L’istituto per tecnologie applicate di Altenburg (IAT, Institut für angewandte

Technik), si è perciò accostato al modulo ibrido dall'altra prospettiva, quella del solare

termico. Com'era logico, il risultato ha l'aspetto di un comune collettore piano selettivo

che produce una certa quantità di acqua calda. Il tutto va a discapito della resa

trasparente e a grande distanza tra loro. In questo caso le celle benefi cierebbero di

temperature più basse, rispetto ai normali moduli standard.

Tuttavia, anche lo sviluppo dello IAT pone i suoi problemi: la soluzione completa avrà un

prezzo identico ai due impianti separati: solare termico e fotovoltaico. A livello finanziario,

non si prospetta quindi un grande guadagno per gli acquirenti di un impianto ibrido

solare.

Mentre il collettore fotovoltaico-termico dello IAT e il modulo PV-Therm hanno chiare

radici rispettivamente nel solare termico e nel fotovoltaico, altri produttori tentano di

approfondire maggiormente il concetto di «ibrido». Tanto per citarne due, PV Twins in

Olanda e Holtkamp SES GmbH della località tedesca di Schüttorf hanno sostituito nei loro

modelli la lamiera assorbente blu antracite dei collettori solari con un laminato

fotovoltaico, mentre il raffreddamento avviene ancora sul lato posteriore ed è garantito

da tubi capillari in rame. Con il modello Holtkamp si ottengono così 554 watt di potenza

termica per metro quadrato di modulo, come ha calcolato l'ISFH in un collaudo. Lo stesso

valore è indicato anche da PV Twins per il suo prodotto. Entrambi si attestano quindi su

livelli di potenza leggermente superiori al modulo dello IAT.

Figura 3.6 - Esempi di moduli ibridi

Quindi, diversamente per quanto avviene nel fotovoltaico e nel solare termico, nei moduli

ibridi non si è ancora imposta una tipica struttura costruttiva. Nella sostanza, la questione

rimane dove posizionare le celle e la lamiera assorbente, oppure se combinare entrambi

nello stesso componente.

3.6 Tecnologie emergenti

Diverse nuove tecnologie sono oggetto di attività di ricerca e sviluppo da parte di centri

pubblici di ricerca e di laboratori industriali. La maggior parte di queste tecnologie

richiede ancora un forte impegno nella ricerca di base, solo per una (dye sensitised)

esistono piccole linee prototipali. Le tecnologie emergenti possono essere suddivise in

due grandi famiglie in base al concetto cui si ispirano:

- basso costo, che comprende le celle “dye sensitised”, le celle organiche, e le celle

ibride a base di nanocompositi inorganico-organico;

- alta efficienza, che comprende diversi approcci per ottenere dispositivi che

eccedano il limite teorico di efficienza di conversione dell’energia solare per una

singola giunzione ideale (31% ad un sole e 40,8 alla massima concentrazione

solare possibile).

Le “dye-sensitized solar cells” DSSC (anche note come celle Grätzel dal nome del loro

inventore), nella loro configurazione più semplice, sono costituite da un substrato di vetro

o plastica (anche flessibile) con depositati uno sull’altro: un elettrodo trasparente

conduttivo in film sottile, uno strato di nanocristalli porosi del semiconduttore TiO2 (nc-

TiO2), molecole dye (complessi metallo-organici di Rutenio) distribuite sulla superficie del

nc-TiO2, un elettrolita costituito da un solvente organico ed una coppia redox come

ioduro/trioduro (I-/I3 -) ed un controelettrodo catalizzato con platino.

Diversamente dalle tradizionali celle fotovoltaiche, la funzione di assorbimento della luce

e generazione di cariche elettriche è separata da quella di trasporto delle cariche stesse.

Le molecole dye assorbono la radiazione solare e creano le coppie elettrone-lacuna, gli

elettroni vengono iniettati nel TiO2 e trasportati fino al contatto, la coppia redox

provvede a rifornire il dye dell’elettrone che ha ceduto, chiudendo il circuito interno con

l’elettrodo posteriore (dove preleva gli elettroni provenienti dal circuito esterno).

Il principale vantaggio di questa tecnologia è quello di poter depositare su larga area i

diversi materiali utilizzando dei processi a bassissimo costo, per esempio i dye in forma di

inchiostri liquidi si possono stendere con le tecniche usate normalmente nell’industria

della stampa. Questo tipo di celle però raggiungono efficienze di conversione ridotte

(record ~11%) e soprattutto presentano una stabilità alla esposizione agli agenti

atmosferici e alla radiazione solare di solo qualche anno. Nonostante ciò diversi gruppi

anche in Italia stanno investendo per arrivare ad una industrializzazione e alla

commercializzazione del prodotto.

La scoperta di vari polimeri coniugati e di molecole organiche con proprietà di

semiconduttori di tipo “n” o “p” e il proliferare di progetti di ricerca volti all’applicazione

degli stessi in ambito opto-elettronico ha suscitato l’interesse della comunità scientifica

internazionale per una possibile estensione dell’applicazione dei succitati materiali al

settore fotovoltaico.

Le celle fotovoltaiche organiche sono costituite da un elettrodo trasparente conduttivo

(ITO su vetro o plastica), un materiale attivo costituito da molecole organiche o polimeri

(in quest’ultimo caso si parla anche di celle fotovoltaiche polimeriche) e un contro-

elettrodo metallico. Nelle “organic solar cells” (OSC) l’assorbimento della luce e la

trasformazione in cariche elettriche (elettroni e lacune) avviene ad opera del materiale

organico che è responsabile anche del trasporto agli elettrodi delle cariche fotogenerate.

Nel caso delle celle ibride il materiale attivo può essere costituito da una miscela di

molecole organiche e di nanoparticelle di composti inorganici (per esempio i nanotubi di

carbonio). La ricerca sulle celle organiche è considerata ad alto rischio ma ad alta

potenzialità. Numerosi lavori pubblicati in letteratura suggeriscono che i semiconduttori

organici possiedono le potenzialità per il raggiungimento a medio-lungo termine

dell’obiettivo di produrre dispositivi fotovoltaici a basso costo per Wp potendo essere

sintetizzati e poi depositati a bassa temperatura e bassissimo costo industriale, su larga

area anche su substrati flessibili. Ad oggi, comunque, il principale limite da superare per

questa tipologia di celle solari è rappresentato dalla bassa efficienza di conversione

(efficienza record 7%), di fatto dimostrata principalmente su dispositivi di area inferiore al

centimetro quadrato. Inoltre, studi accurati dovrebbero essere condotti in relazione alla

stabilità ed il tempo di vita dei dispositivi, assolutamente insufficienti.

Le attività in corso per l’alta efficienza sono costituite nella maggior parte dei casi da studi

teorici. Uno tra i possibili approcci per il cosiddetto “fotovoltaico di III generazione” è

quello di fabbricare dei dispositivi multipli disposti in serie in cui per ognuna delle

giunzioni sia progettata e realizzato un materiale specifico per la fotogenerazione in una

preciso intervallo dello spettro solare. Tra le soluzioni ritenute promettenti vi è la

realizzazione di celle basate su silicio a quantum dot (QD). In questo caso, il materiale

fotoattivo è costituito da nanocristalli di silicio (ossia silicio con struttura ordinata) di

forma pressoché sferica con diametro inferiore a 7 nm immersi in una matrice di

materiale dielettrico a base di silicio, come l’ossido di silicio, il nitruro di silicio o il carburo

di silicio. Controllando dimensioni e densità dei dot (distanza reciproca) è possibile

ingegnerizzare il materiale, donandogli le caratteristiche elettroniche più adatte allo

sfruttamento di una parte dello spettro solare. Da considerazioni teoriche, un materiale

adatto al fotovoltaico sarà costituito da un reticolo più o meno ordinato di QD di Si di

diametro di qualche nanometro distanziati di ~1 nm in matrice di nitruro o carburo di Si.

A livello di laboratorio è stata dimostrata la fattibilità di questi materiali e sono stati

realizzati primi dispositivi. Un approccio alternativo per l’alta efficienza è quello di

impiegare sistemi a concentrazione in grado di separare, con materiali dicroici, le diverse

componenti cromatiche della radiazione solare incidente, inviandola a diverse celle

separate fisicamente, ciascuna in grado di sfruttare al meglio una parte dello spettro

solare. Questo approccio consente di evitare l’uso delle costose celle a multigiunzione

basate sui materiali III-V, che vengono costruite realizzando le giunzioni in serie una

sull’altra, e di ridurre il problema dell’innalzamento di temperatura delle celle

fotovoltaiche che si riscontra nei sistemi a concentrazione classici.

CAPITOLO 4: ANALISI DI MERCATO DEI PRODUTTORI FOTOVOLTAICI

CAPITOLO 4: ANALISI DI MERCATO DEI PRODUTTORI FOTOVOLTAICI

4.1 Indagine sullo sviluppo del mercato fotovoltaico mondiale

Il mercato del fotovoltaico è esploso negli ultimi anni ed è previsto confermare questo

trend negli anni a venire; l’ultimo PV STATUS REPORT del JRC, Centro Comune di Ricerca

della Commissione Europea, ha evidenziato che la produzione fotovoltaica nel mondo è

aumentata fino a raggiungere circa 7,3GW nel 2008, un aumento dello 80% rispetto

all’anno precedente. Le previsioni per la fine del 2010, considerano tra 7 e 10GW (EPIA

policy driven scenario, EuPD, Bank Sarasin, LsBBW) e 17 GW (Photon Consulting).

Figura 4.1 - Produzione mondiale celle/moduli fotovoltaici dal 1990 al 2008 (fonte dei dati:

Navigant [Min 2009], PV News [Pvn 2009] e analisi CCR)

Gli investimenti globali nelle energie rinnovabili e nell'efficienza energetica sono stati

colpiti dalla crisi finanziaria alla fine del 2008 e all'inizio del 2009, ma stanno dando segni

di una forte ripresa. Il rapporto evidenzia un chiaro rallentamento negli investimenti nella

seconda metà del 2008 (10% nel terzo trimestre; 23% nel quarto), continuato nel primo

trimestre del 2009 (47% rispetto al quarto trimestre del 2008), ma nel secondo trimestre

è iniziata un'inversione di tendenza (+83% rispetto al primo trimestre del 2009).

L’ 85% della produzione attuale continua ad utilizzare wafer basati sulla tecnologia di

silicio.

Fino ad ora, il vantaggio principale di questa tecnologia consisteva nel poter acquistare

linee di produzione complete, installate e prodotte entro un termine relativamente breve

di tempo.

Tuttavia, dopo la scongiurata penuria di silicio, sono sempre più le aziende produttrici che

sono sempre più attente alla diversificazione del loro portfolio e che stanno investendo

nella produzione di film sottile ( attualmente se ne contano più di 150); ad esempio Sharp

(Japan), Showa Shell Sekiyu (Japan) e Best Solar (PRC)1 hanno annunciato che avrebbero

incrementato a 1 GW la loro produzione di film sottile tra il 2010 e il 2011; stando a

quanto annunciato dalle varie compagnie si potrebbe arrivare a una produzione di 12GW

entro la fine del 2010, oltre il 10% rispetto alle previsioni dell’autunno scorso, e quasi il

doppio rispetto al 2009.

First Solar e Sharp insieme potrebbero contribuire con circa 2GW, e considerando che gli

altri produttori esistenti, potrebbero aggiungere circa la stessa capacità, la produzione

aggiuntiva di 4GW per il 2010 è da considerarsi come possibile se le condizioni del

mercato lo permetteranno ; per i restanti due GW c'è un elevato grado di incertezza.

1 PRC: Repubblica Popolare Cinese

Figura 4.2- Capacità di produzione attuale e pianificata di moduli in silicio e in film sottile.

I costi dei moduli stanno vedendo una significativa riduzione, merito sia degli gli accordi

delle compagnie con i relativi fornitori, sia dell’entrata in gioco nel mercato di nuovi

attori, con la conseguente sovraccapacità; Photon Consulting prevede attraverso

un’analisi comparativa basata su centinaia di imprese operanti nel settore, che soltanto

35 di loro riusciranno a realizzare costi molti bassi tra cui First Solar, LDK Solar, Q-Cells,

REC, SolarWorld, SunPower, Suntech, e Yingli Green. Un altro notevole sviluppo è il fatto

che la quota di mercato dei primi dieci produttori FV si è ridotta da 80% a 50%; la più

rapida espansione della capacità di produzione ha interessato principalmente la Cina e

Taiwan, basti considerare che per quanto riguarda la produzione di celle solari, la Cina è

diventato il leader con 2,4 GW, seguita dall'Europa con 1,9 GW, dal Giappone con 1,2 GW

e da Taiwan con 0,8 GW. Inoltre, se gli ambiziosi piani da parte delle compagnie cinesi,

potranno essere realizzati nel 2012, la Cina conterà circa il 32% della capacità di

produzione mondiale con 54GW di moduli fotovoltaici, seguita dall'Europa (20%), Taiwan

(15%) e il Giappone (12%) . Questa capacità di produzione e sarebbe molto più alta

rispetto ai 2 GW di impianti solari istallati per il popolo della Repubblica Popolare Cinese

datati per il 2011, come già annunciato a luglio 2009. Si può osservare, quindi, che

nonostante il vivace sviluppo del mercato in Cina, i produttori continueranno a guardare

all’estero, con un elevato tasso di esportazione (98% nel 2007).

Tuttavia, si prevede che il tasso di utilizzo subirà un'ulteriore diminuzione da 56% nel

2007 e 54% nel 2008 a meno di 50% nel 2012. Altri paesi come India, Malaysia e Corea del

Sud stanno seguendo l'esempio di attirare gli investimenti nel settore solare.

Figura 4.3 - Incrementi dei piani di capacità mondiali previsti

Il settore del fotovoltaico a concentrazione, è un mercato emergente, e ha raggiunto nel

2008 i 17MW. Ci sono due principali circuiti, quello ad elevata concentrazione > 300 Soli

(hcpv) o medio-bassa concentrazione con un fattore di concentrazione da 2 a. 300. Al fine

di massimizzare i benefici del CPV, la tecnologia richiede un’ irradiazione diretta normale

(DNI), e queste aree sono limitate ad alcune zone geografiche. La quota di mercato del

CPV è ancora limitata, ma un numero crescente di aziende si stanno interessano del CPV:

nel 2008 circa 10MW di CPV sono stati prodotti, e i pronostici del mercato per il 2009 e

2010 sono rispettivamente 30MW e 100MW.

4.1.1 Produttori moduli fotovoltaici

La figura del produttore e dell’assemblatore di celle coincidono molto spesso, salvo poi

integrare anche una struttura commerciale di rivenditore nel paese in cui ci vuole

cimentare; in molti casi queste aziende arrivano a sviluppare una struttura di

progettazione interna per le grandi commesse, realizzando un’integrazione completa.

Per coprire tutto il mercato delle utenze aziendali e domestiche di medie e piccole

dimensioni, i produttori si appoggiano agli installatori locali che garantiscono capillarità

sul territorio.

Questo può avvenire fungendo da semplici fornitori, oppure con una maggiore influenza

conferendo dei mandati ad installatori che rispettino determinati parametri di qualità, e

trasformandoli in una sorta di concessionari del proprio prodotto, stipulando accordi

commerciali più complessi e offrendo l’immagine derivata dalla pubblicizzazione del

proprio marchio sul mercato. Esistono casi di produttori che hanno una storia recente e

nascono direttamente come specialisti del settore con una struttura di ricerca e di

produzione indirizzata esclusivamente alla tecnologia fotovoltaica. Nella maggioranza dei

casi sono società derivate da preesistenti aziende operanti già da tempo nel settore delle

energie rinnovabili a 360 gradi.

Tali unità sono frequentemente rette da holding maggiori, affermate nei mercati della

climatizzazione, dell’idraulica, spesso dell’ illuminazione fino a casi particolarmente

articolati come la BP Solar, appartenente al gruppo BP che partendo dalla sua esperienza

in prodotti derivati dal petrolio investe in energie rinnovabili, o la Sanyo che sfrutta il

prorio know how tecnologico per la produzione di moduli particolarmente performanti ,

fino a realizzare delle icone del settore quali il Solar Arch.

Esistono poi gli assemblatori, ovvero importatori di celle che vengono assemblate in

pannelli di varie configurazioni da rivendere sul mercato o installare tramite una rete

propria di vendita e montaggio. Sostanzialmente si tratta della stessa integrazione a valle

vista per i produttori, da cui viene escluso l’anello più a monte, ossia quello della

produzione.

Questo comporta competenze più limitate a livello di know how tecnico, ma una

maggiore flessibilità per collocarsi in diversi segmenti di mercato e rivolgersi direttamente

ad un bacino più ampio di utenti.

Anche in questo caso però è fondamentale la sinergia con gli installatori locali.

Ritornando al tema dei produttori, le case produttrici sono nella quasi totalità straniere:

Europee, dove la Germania è leader seguita da una produzione in crescita della Spagna,

Americane (California specialmente), ma soprattutto Giapponesi, Cinesi. Ma il fatto più

importante è che il Celeste Impero nel frattempo produce tante celle fotovoltaiche come

nessun altro Paese del mondo. Il Giappone e la Germania, che l‘anno scorso erano ancora

i due produttori più importanti, sono stati relegati al secondo e al terzo posto.

Se si prende in considerazione l‘Asia intera, si deve constatare che il vantaggio

dell‘Oriente rispetto alla Germania e all‘Europa è addirittura più grande. Il 65 per cento

della produzione mondiale di celle proviene, ovviamente collegata a quella dei moduli,

dalla Cina, dal Giappone, da Taiwan, dall‘India ecc.

Che le celle servano soprattutto a costruire moduli è lapalissiano. Per questo, sarebbe

naturale pensare di poter allargare la panoramica del mercato delle celle anche al

mercato dei moduli. In pratica, però, non è qui possibile affrontare la questione con la

necessaria scrupolosità. Ad esempio, in Cina esistono innumerevoli produttori di moduli

anche molto piccoli, che è impossibile registrare completamente.

Ciononostante si proverà a fare un elenco dei principali produttori, considerando

soprattutto non tanto le dimensioni, quanto la tecnologia per cui si sono affermati sul

mercato.

Ogni produttore tende a creare il proprio core bisness puntando su diverse leve, quali

prezzi bassi ( soprattutto i moduli cinesi, taiwanesi), qualità e ricerca ( Giappone e

Germania); confrontando la lista delle prime società, considerando solo i produttori di

moduli in silicio cristallino, in quanto secondo dati dichiarati da Photon, il produttore in

telluro di cadmio First Solar detiene il 4posto nella classifica di produttori globali, emerge

un altro dato importante: tutte le aziende che considerano il fotovoltaico un settore

secondario della loro attività, hanno perso quote di mercato ; al contrario, le società di

maggiore successo sono quelle che si concentrano in maniera esclusiva sul settore

fotovoltaico. Tra queste è compresa anche esordiente cinese Yingli Green Energy

Holding Corp. Tutte le case produttrici presentano poi, a diversi livelli, filiali commerciali

nei vari continenti, con maggiore densità in Europa, Nord America e Asia.

L’ampliamento del mercato del fotovoltaico è in larga misura dipendente dal quadro

politico di un dato paese. Meccanismi di sostegno sono definiti dalle legislazioni nazionali

e l’introduzione, modifica o eliminazione di tali regimi di sostegno possono avere

profonde conseguenze sull’industria del FV. Le previsioni di mercato dei produttori,

dipendono quindi da una profonda comprensione del quadro politico: seguirà una breve

analisi dei produttori fotovoltaici nei principali paesi mondiali.

Sharp (Jap)Solon (De)

Yingli (PRC)Suntech Power (PRC)

Sanyo (Jap)Trina Solar (PRC)

kyocera (Jap)CSI (PRC)

Solarworld (De)

100 300 500 700 900 1100Sharp (Jap)

Solon (De)

Yingli (PRC)

Suntech Power (PRC)

Sanyo (Jap)

Trina Solar (PRC)

kyocera (Jap)

CSI (PRC)

Solar-world (De)

Announced manu-fac-tur-ing ca-pac-ity 2008 (MWp)

820 440 400 1000 290 350 625 620 240

Announced production 2008 (MWp)

458 301 282 498 220 201 364 168 174

Announced manu-fac-tur-ing ca-pac-ity 2009 (MWp)

820 440 600 1000 370 700 650 620 300

Principali produttori moduli in silicio cristallino

Figura 4.4 - Principali produttori fotovoltaici in silicio cristallino

4.2 Il Giappone

Pur essendo povero in risorse energetiche come l'Italia e dipendente in larga misura dalle

importazioni dall'estero di fonti fossili, il Giappone ha iniziato a svincolarsi sempre più dal

petrolio sin dal primo shock petrolifero del 1973, puntando in maniera decisa sull'uso di

energia disponibile localmente e sull'innovazione tecnologica per una maggiore efficienza,

merito non soltanto degli incentivi provenienti dal governo per l’istallazione di sistemi

fotovoltaici. La pietra miliare che ha portato il Giappone al successo del fotovoltaico è

stata lanciata dal Programma nazionale di ricerca e sviluppo nel lontano 1974 ,

permettendo al Paese di diventare leader nel settore fotovoltaico e creare un'industria

che fino a pochi anni fa non aveva pari nel mondo. Nomi quali Sharp, Mitsubishi Electric,

Kaneka, Sanyo, Kyocera sono la storia del fotovoltaico, e hanno permesso al Giappone di

detenere sin dal 1997 il primato nella produzione mondiale di celle e moduli. Nonostante

un aumento della produzione di 31% in 2008 rispetto al 2007, la quota del mercato

mondiale di dispositivi fotovoltaici, fabbricati in Giappone , si è ridotta da 23 al 17

percento. Il numero di aziende giapponesi fra le prime dieci è stato tre, pari a quelli

provenienti dalla Cina; una condizione speciale della industria fotovoltaica giapponese, è

il fatto che la maggior parte delle capacità di produzione vengono limitate ad alcune

grandi imprese, e che l’intera catena di valore del fotovoltaico, dalla cella solare,

modulo,componenti e talvolta anche i servizi di installazione e manutenzione dei sistemi

fotovoltaici, vengono offerti dalla stessa impresa. Il motivo per cui i produttori giapponesi

hanno perso significative quote di mercato, a vantaggio soprattutto di quelli cinesi, è il

ristagno del mercato giapponese, che rappresenta lo sbocco principale per le imprese

giapponesi; non hanno prestato sufficiente attenzione a al mercato europeo. Ciò

nonostante, i produttori giapponesi hanno annunciato massiccio aumento delle capacità

di produzione per 2010, segnalazione le aspettative di un proseguimento dell'alto tasso di

crescita del mercato mondiale. Se l'annunciata gli aumenti di capacità sono realizzati, la

capacità di produzione in Giappone dovrebbe aumentare da 1.5 GW nel 2007 per 4.5 GW

in 2010 e vicino al 7 GW in 2012.

4.2.1 Sharp Corporation

L’AZIENDA

Sharp, come altri produttori, utilizza quasi esclusivamente le sue celle da esso prodotte,

che ha iniziato a sviluppare celle solari nel 1959, per giungere alla produzione di massa

nel 1963;Poiché i suoi moduli ( 4,940 per la precisione) furono montati su “UME”, il

primo satellite artificiale ad uso commerciale Giapponese, nel 1974, Sharp è stato il

primo produttore in Giappone di celle solari in silicio per l'uso spaziale. Nell’anno 2000,

50,4 KW di moduli fotovoltaici furono prodotti rappresentando il 17,5% della produzione

mondiale di moduli, diventando il produttore leader nel mondo. Sharp, con 50 anni di

esperienza nel settore fotovoltaico, offre un contributo essenziale allo sviluppo della

tecnologia solare. Basati sulla tecnologia delle celle solari di silicio cristallino , i moduli

fotovoltaici Sharp hanno un’eccellente qualità per resistere a rigide condizioni operative e

sono adatti per i sistemi collegati in rete; hanno ricevuto nel 2003 le illustre certificazioni

ecc I moduli FV Sharp sono installati in oltre 130 satelliti, in più di 1.200 fari, in impianti

stradali ed industriali, in edifici pubblici e in condomini. Quest’ampia gamma di

applicazioni dimostra che i moduli possono essere integrati negli ambienti più svariati. Gli

ambiziosi sforzi di Sharp si basano su un forte impegno verso l’ambiente: Sharp

Corporation sta per diventare una per diventare una "società ad impatto zero a livello di

surriscaldamento globale”, conseguendo una riduzione delle emissioni di gas serra pari a

quelle che la società produce in tutto il mondo e attribuisce un grande valore alla

progettazione di prodotti riciclabili e, in particolare, a una maggiore promozione di

tecnologie di riciclaggio innovative. Nel 2002, Sharp ha sviluppato una tecnologia per il

riciclaggio dei vecchi moduli fotovoltaici. L’obiettivo della revisione generale è quello di

dotare il modulo di un nuovo pannello posteriore epossidico e di facilitare il riutilizzo del

pannello anteriore in vetro, delle celle solari e degli altri materiali. Un altro metodo di

riciclaggio consiste nel fondere i componenti del modulo (ad eccezione delle celle solari),

nel costruire nuove celle da questi wafer e nell’utilizzarli per la produzione di nuovi

moduli. Il mercato del fotovoltaico sta crescendo rapidamente e, di conseguenza, il

riciclaggio dei moduli FV ricoprirà, in futuro, un ruolo importante.

TECNOLOGIA

Sharp conta cinque fabbriche di moduli fotovoltaici , di cui tre si trovano fuori il

Giappone: uno a Memphis, Tennessee, Stati Uniti con 70 MW, uno a Wrexham, Regno

Unito, con 220 MW di potenza e uno a Nakornpathom, in Tailandia. Di tutti gli impianti

Sharp di produzione di moduli fotovoltaici in tutto il mondo, Wrexham è uno dei più

tecnologicamente avanzati. Oggi assembla moduli fotovoltaici monocristallini e

policristallini altamente avanzati utilizati poi in impianti residenziali e commerciali.

Questi moduli non sono solo destinati al mercato del Regno Unito, ma vengono esportati

in tutta l'Europa continentale, dove c'è una domanda sempre crescente per l’ efficiente

tecnologia solare.

L'impianto ha vinto un prestigioso premio 'Green Apple' per la migliore pratica

ambientale, assegnato da The Green Organisation. Sharp procede a grandi passi nella sua

strategia di sviluppo del film sottile come tecnologia chiave per fare del sole la principale

fonte di energia rinnovabile: è stato da poco inaugurato nel distretto di Osaka - dopo solo

2 anni di lavori – il grande impianto di Sakai (con una superficie di oltre 1 milione di metri

quadrati) che si pone all’avanguardia sotto il profilo tecnologico, logistico e ambientale. Si

tratta, infatti, di un polo industriale integrato che oltre a Sharp aggrega 19 aziende

operanti in settori sinergici tra loro. Due le principali linee produttive: gli schermi LCD e i

moduli fotovoltaici a film sottile. Entrambi utilizzano la tecnologia thin film condividendo

macchine e materie prime. La linea produttiva entrerà in funzione nel marzo 2010 con

una produzione iniziale di 480 MW di moduli a film sottile che a pieno regime

diventeranno 1.000 MW. Una capacità produttiva tale da fornire ogni anno un impianto

fotovoltaico da 4kW a 250.000 nuove abitazioni. Oltre al gia citato stabilimento, si ricorda

anche lo stabilimento di Katsuragi, distetto di Nara, e Yaita, Tochigi, per la produzione di

moduli fotovoltaici. Sharp ha infine annunciato di costruire uno stabilimento di moduli in

film sottile a tripla giunzione con una capacità di 480MW/all’anno, in Sicilia, attraverso

una joint venture con l’italiana ENEL.

I moduli in film sottile sviluppati da Sharp, presentano valori di rendimento tra più alti

presenti sul mercato: la linea NA-F135(G5), arriva a 9,5% la tecnologia tandem utilizzata,

ossia composta da un film in silicio amorfo e uno microcristallino, si aggiunge all’utilizzo di

un vetro trasparente, fino al 30% il grado di trasparenza, ideale per facciate e serre. La

capacità innovativa di Sharp nell’ambito del fotovoltaico è testimoniata anche da altre

soluzioni tecnologiche come quella dei concentratori. La luce viene concentrata su piccole

celle a multi giunzione, mediante lenti di Fresnel che consentono di raggiungere fattori di

concentrazione pari all’intensità di mille soli, ottenendo un incremento dell’efficienza

della cella pari al 40%. Le celle vengono realizzate in Arseniuro di Gallio (GaAs), materiale

che permette al concentratore di raggiungere la potenza di picco di 2,9 KW. Le celle sono

di piccole dimensioni, della grandezza di una moneta da 1 centesimo, ma garantiscono

grandi risultati: l’unico limite di applicazione di questa tecnologia risiede nella necessità

della luce solare diretta e di disporre di un sistema di inseguimento solare tanto più

complesso quanto più alto è il livello di concentrazione. Questa tecnologia è stata

sperimentata in Andalusia con pannelli da circa 3 kW di potenza che utilizzano lenti di

Fresnel per concentrare la potenza di 700 soli su celle fotovoltaiche più piccole di una

monetina da 1 centesimo di euro (7x7 mm). Attualmente sono in fase di produzione

concentratori delle stesse dimensioni ma di potenza superiore che verranno sperimentate

in Sicilia, grazie all’accordo con Enel.

4.2.2 kaneka Solartec

L’AZIENDA

Kaneka Solartech Co. è il reparto fotovoltaico del grande gruppo elettronico

giapponese;attualmente Kaneka vanta il più alto livello di tecnologia nella realizzazione di

moduli in film sottile, sfruttando la tecnologia del micromorfo , per tetti e coperture

giapponesi, nonché per i mercati di esportazione, anche se ancora tali prodotti risultano

difficilmente reperibili. Nel 2006 la società ha inaugurato una fabbrica di moduli ad

Olomouc, in Repubblica Ceca, dove la capacità è stata aumentata a 30M nel 2008. Nel

2008 la capacità di produzione è stata di 52MW. Nell’ Aprile 2008, ha iniziato la

produzione commerciale e la spedizione di moduli in film sottile in silicio utilizzando la

tecnologia tandem che consente una conversione di efficienza pari al 12%, la più alta al

mondo. Un ulteriore espansione a 150MW è prevista per il 2010, ma obiettivo

dell’azienda è di raggiungere 1GW per il 2015.

Kaneka è fermamente convinta che il futuro appartenga alla tecnologia microamorfa,

infatti nel marzo 2009, ha stabilito Photovoltaic & Thin Film Device Research

Laboratories , laboratori di ricerca come parte del suo impegno al fine di creare nuove

tecnologie .

L’utilizzo di materiali organici per la produzione di moduli a film sottile potrebbe

permettere all’azienda di un creare un vantaggio competitivo, rispetto alle altre aziende,

garantendo qualità elevata, raggiungendo elevati livelli di efficienza di conversione, e

competitività dei costi.

4.2.3 Kyocera Corporation

L’AZIENDA

Kyocera ha iniziato nel 1973 con la ricerca sulle cellule solari. Lo stabilimento produttivo

di Shiga Yohkaichi è stato stabilito nel 1980, e la ricerca e sviluppo nella produzione di

celle e moduli solari in silicio policristallino, ha portato alla prima produzione di massa nel

1982. Nel 1993 ha raggiunto il 19,5% di efficienza, record mondiale, con celle solari in

silicio cristallino (10cm²).

Nel 2008 Kyocera aveva una produzione di 290 MW. La fabbrica di Sakura, nella

prefettura di Chiba, si occupa di tutto dalla R & S alla programmazione del sistema di

costruzione e manutenzione , la fabbrica Shiga, nella prefettura di Shiga è attiva nella R &

S, nonché nella produzione di cellule solari, moduli, apparecchi e dispositivi che sfruttano

calore; la Kyocera è una delle poche aziende sul mercato che esegue in proprio tutte le

fasi produttive, senza acquistare semilavorati. L’assoluto controllo così consentito,

abbinato a processi di produzione completamente automatizzati, garantisce una qualità

dei prodotti costante e molto superiore alla media. Come altri produttori giapponesi,

anche la Kyocera prevede di aumentare la capacità attuale di 300 MW a 500 MW nel

2010 e 650 MW da 2012 .

La crescita dei mercati in via di sviluppo, è di grande interesse per la società. Pertanto,

Kyocera istituito una joint venture con la Tianjin Yiqing Group (10% quota) a Tianjin, in

Cina, per produrre moduli fotovoltaici per il mercato locale. L'attuale produzione di 60

MW è stata ampliato a 240 MW per il 2012.

La seconda fabbrica di moduli con 36 MW di capacità di produzione, si trova in Tijuana

Messico, e ha iniziato la produzione nel Dicembre 2004; per anch’essa è prevista

l'espansione a 150MW.

Al fine di rifornire il crescente mercato europeo, Kyocera ha una terzo stabilimento

produttivo di moduli a Kadan, Repubblica Ceca, che ha iniziato a operare nel 2005, con

una capacità di produzione di 60MW annualmente. La capacità di questo stabile è

prevista per essere aumentata a 150 MW per gli inizi del 2011.

TECNOLOGIA

Le celle fotovoltaiche di silicio policristallino, presenti nei moduli KYOCERA, sono

incapsulate, con uno strato di EVA (Etilene-Vinil Acetato, materiale che ha la funzione di

rendere il modulo elettricamente isolato), tra una copertura di vetro temperato ed un

foglio posteriore di PET, al fine di garantire la massima protezione contro le più severe

condizioni ambientali. L’intero laminato così ottenuto è inserito in una cornice di

alluminio anodizzato che conferisce al modulo elevata resistenza strutturale e agli agenti

esterni, nonché una notevole facilità d’installazione. I nuovi moduli KD185GH-2PU ed

FD135GH-2P (dimensioni di base di 156 mm x 156 mm), raggiungono un rendimento

energetico superiore al 16 % ed assicurano all’impianto fotovoltaico una resa energetica

annua estremamente elevata.

4.2.4 Mitsubishi Electric

L’AZIENDA

La Mitsubishi ha avviato nel 1974 la ricerca e sviluppo sui moduli fotovoltaici, uno dei più

grandisistemi fotovoltaici in Giappone è stata consegnato nel 1993 nell’ isola di Miyako,

Okinawa prefettura (750 kWp). Lo stabilimento di Iida Factory, nella prefettura di

Nagano, venne stabilito nel 1998, e provvedeva alla fabbricazione di celle e moduli in

silicio policristallino. Oggi questo stabilimento è utilizzato per produzione di soli celle,

mentre i moduli sono fabbricati Nakatsukagawa, nella prefettura di Gifu, e a Nagakakyo,

prefettura di Kyoto. La capacità di produzione attuale conta 220MW, mentre nel 2008 era

148 MW, guardando al futuro, l'impresa mira a stabilire un sistema di produzione con una

capacità annua di 500 MW per l’anno fiscale 2013 (1 aprile 2012-31 marzo 2013).

L'azienda è fortemente impegnata nella realizzazione di prodotti ed attività eco-

compatibili.

LA TECNOLOGIA

I Moduli fotovoltaici in silicio policristallino Mitsubishi Electric, sono un integrazione

strategica delle più recenti innovazioni nella tecnologia dei satelliti spaziali, dei

semiconduttori e di altri settori chiave. I moduli sono garantiti 5 anni sui difetti di

fabbricazione e 25 anni sulla producibilità. Mitsubishi Electric moduli fotovoltaici sono

progettati per entrambi commerciale e applicazioni domestiche adatto per sistemi

connessi alla rete , e offrono sia ad alte prestazioni e affidabilità. Questi moduli

fotovoltaici sono fabbricati seguendo i più rigorosi orientamenti per soddisfare i requisiti

rigorosi di norme internazionali di qualità (UL 1703, IEC 61215, TÜV sicurezza Classe II).

L’efficienza dei moduli raggiunge il 13,7%

Moduli ad alto rendimento:

- La distanza intercorrente tra le celle di un pannello è stata aumentata: ora la luce

riflessa viene mobilizzata con il backfilm per aumentare il rendimento del modulo.

- L'uso di vetro privo di cerio e l’ elevata trasmittanza, rende possibile un

rendimento decisamente superiore, grazie all'eliminazione del deterioramento

iniziale.

- Lancio in Giappone della produzione in serie dei primi moduli solari per uso

domestico realizzati con saldature prive di piombo. Promozione della realizzazione

di prodotti piu ecologici. In precedenza, la quantita totale di piombo utilizzata

nei moduli fotovoltaici richiesti per fornire energia a una singola residenza (usando

un sistema da 3 kW) era di circa 864 g. I nuovi moduli adottano sistemi di

saldatura senza piombo.

- Si è ottenuto un rendimento superiore di conversione del modulo fotovoltaico,

sfruttando le capacita del nuovo prodotto di riflettere in modo piu uniforme i raggi

del sole.

4.2.5 Sanyo

L’AZIENDA

Sanyo ha iniziato la produzione di celle solari nel 1975, iniziando la produzione di massa

nel 1980. Dieci anni più tardi nel 1990, ha avuto inizio la ricerca sulle celle HIT

(Heterojunction with Intrinsic Thin Layer). Nel 2003 ha avuto inizio la

commercializzazione dei moduli basati HIT con la più alta efficienza al mondo presso lo

stabilimento di Nishikinohama e C.V.’s Monterrey, Mexico con 50MW di capacità.

Similmente a Sharp e Kyocera, ha voluto istituire impianti di produzione in Europa, così

nel 2005 ha aperto uno stabilimento di moduli in Dorog, Ungheria, in cui la capacità di

produzione è aumentata a 145MW. Sanyo produce celle solari presso lo stabilimento di

Nishikinohama (Kaizuka City, Osaka) e presso la prefettura di Shimane .

I moduli, sono successivamente assemblati a Nishikinohama e Tokyo, e nei due impianti

d'Oltremare (Ungheria e Messico).

LA TECNOLOGIA

Come le altri grandi aziende solari giapponesi, Sanyo produce interamente tutti i

componenti dei propri sistemi fotovoltaici.

La tecnologia HIT delle celle fotovoltaiche SANYO, è basata su un sottile wafer di silicio

monocristallino circondato da un film di silicio amorfo ultrasottile il tutto richiede una

avanzata tecnologia di realizzazione. Il vantaggio di questa tecnologia rispetto a quella

convenzionale al silicio cristallino risiede nella maggiore efficienza. Le celle solari HIT

riducono le perdite dovute alle strutture cristalline disomogenee presenti sulla superficie

della cella solare.

Grazie a questa tecnologia, l‘efficienza dei moduli SANYO HIT è superiore di circa il 30%

rispetto alla media del mercato. Anche a temperature elevate, le celle solari HIT sono in

grado di mantenere una maggiore efficienza rispetto a quelle convenzionali al silicio

cristallino.

La tecnologia SANYO HIT è una realizzazione esclusiva che sfrutta tecniche di realizzazione

all‘avanguardia, offrendo così valore e prestazioni leader nel settore.

Tutti i moduli HIT sono privi di piombo e esenti da emissioni.

Figura 4.5 - Tecnologia cella HIT

Modello Efficienza della cella Efficienza del modulo

HIP-215NKHE5 19,3% 17,1%

HIP-214NKHE5 19,2% 19,1%

Figura 4.6 - Efficienza sopra la media dei moduli HIT

L’elevata efficienza conversione di hit moduli fotovoltaici rende possibile installare più

capacità rispetto ad altri convenzionali moduli HIT.

L‘ultima conquista di SANYO è il modulo HIT Double, in cui anche il lato posteriore è in

grado di convertire la luce solare in energia elettrica. Questo è possibile, perchè le celle

HIT® possono generare energia su entrambi i lati della cella. Il lato posteriore del modulo,

prima inutilizzato, cattura la luce riflessa e la luce diurna indiretta, che produce un

ulteriore miglioramento delle prestazioni fino al 30%. Ciò significa che SANYO possiede

uno dei moduli fotovoltaici con le più elevate prestazioni sul mercato. Grazie alla sua

struttura trasparente, il modulo HIT Double offre possibilità di applicazioni innovative

come barriere acustiche su autostrade, tettoie, giardini di inverno o serre. Tutti i moduli

sono certificati secondo lo standard IEC 61215 e IEC 61730

4.2.6 Showa Shell Solar:

L’AZIENDA

Showa Shell Solar, controllata al 100% da Showa Shell Sekiyu, è un’azienda leader al

mondo per la tecnologia CIS. L'azienda ha sviluppato nel 2006 il suo primo stabilimento

nella prefettura di Miyazaki pari a una capacità di 20MW; nel 2009 è stato reso operativo

il secondo stabilimento con una capacità pari a 60MW e per il terzo stabilimento, che sarà

pronto nel 2011, la Showa Solar ha deciso di espandere la produzione di film sottile fino a

1GW, lo stabilimento avrà una capacità di produzione pari a 900MW, con un investimento

pari a 100miliardi di yen. Tale produzione sarà rivolta oltre che al mercato interno,

soprattutto al mercato estero, per usi residenziali, industriali.

La distribuzione europea viene gestita da Solar Frontier Ltd., che è stata fondata

esclusivamente a questo scopo.

LA TECNOLOGIA

I moduli CIS sono costruiti utilizzando elementi quali il rame (C), l'indio (I) e il selenio (S).

Tali moduli, essendo senza silicio, differiscono del tutto dai tradizionali pannelli cristallini:

si ha un maggior assorbimento di luce e un ottimo comportamento in condizioni di luce

diffusa, inoltre il colore più intenso, rispetto ai normali moduli in silicio, lo rendono più

gradevole alla vista, e più facilmente adattabile ai vari stili di abitazione. Sono disponibili

nelle versioni da 70, 75 e 80 Wp con efficienza massima del 10%. offrono prestazioni

eccezionali anche con poca luce e hanno una

minima tolleranza alle alte temperature, consentendo una notevole precisione di potenza

picco erogata inavverse e mutevoli condizioni climatiche.

L’efficienza e la stabilità della potenza di uscita offrono affidabilità e alte prestazioni per

molti anni. Le celle sono ricoperte da un vetro trasparente temprato che garantisce più

potenza e assicura un’alta resistenza all’impatto e una protezione contro grandine, neve e

ghiaccio.

L’uscita di ogni modulo è costituita da due cavi conduttori (lunghezza 1,5 m circa), protetti

ai raggi UV, che garantiscono semplicità e varietà di montaggio.

4.3 Il fenomeno Cina

La Cina è ormai primo produttore al mondo di fotovoltaico con una quota sul mercato

internazionale del 27,2%, grazie alla sua capacità, in soli pochi anni e partendo

praticamente da zero, di creare un’industria di alto profilo; L’economia del paese, anche

nel campo delle energie rinnovabili, ha sempre contato prevalentemente sulle

esportazioni. Per il solare, ad esempio, circa il 95% dei prodotti "made in China" è

destinato all’estero, soprattutto a Germania, Italia, Spagna e Usa. Ultimamente però, con

la crisi economica, che ha fatto ridurre gli ordini dall’estero – unita alla nuova esigenza di

frenare la crescita delle emissioni e far vedere al resto del mondo il proprio impegno per il

clima - qualcosa sta cambiando e il gigante asiatico inizia a ad essere uno dei più grandi

mercati mondiali per le rinnovabili. La potenza fotovoltaica installata in Cina passerà in

poco più di due anni dai 140 MW attuali a oltre 1,8 GW. Lo dice un report di GTM

Research.

Il solare cinese brucia così le tappe previste solo nel 2007 quando 1,8 GW era l'obiettivo

per il 2020.

A giovare della futura crescita della tecnologia saranno soprattutto i produttori di celle e

moduli che potranno usufruire anche del mercato domestico .

Il successo delle tigri cinesi, in confronto a produttori europei e giapponesi, sembra

essere la loro straordinaria struttura dei costi. Da nessun‘ altra parte la produzione di

wafer, celle o moduli è più conveniente che in Cina o a Taiwan. PHOTON Consulting ha

preso in esame i costi di produzione dei produttori cinesi ed europei, considerando tutti

gli elementi della catena del valore aggiunto, dal lingotto al modulo pronto. Secondo

quest‘analisi, i costi di produzione tipici per un modulo pronto cinese

nel 2007 sono ammontati a 2,03 euro i cinesi producono a prezzi inferiori del 25 per cento

rispetto agli europei (e alcune aziende persino del 50 per cento). Sorprendentemente,

l‘analisi di PHOTON Consulting ha rilevato che tale vantaggio è addebitabile solo in piccola

parte ai bassi costi salariali della Cina e risulta piuttosto dal risparmio in tutta una serie di

voci. A partire dai costi più bassi degli impianti di produzione, passando per un volume di

produzione più elevato delle macchine, fino a retini serigrafici e altri materiali di consumo

più economici. Rispetto agli europei, I produttori cinesi dispongono di un vantaggio anche

in termini di flessibilità produttiva: essendo buona parte dei processi produttivi di tipo

manuale, possono reagire più rapidamente alle innovazioni rispetto alle aziendeeuropee

più automatizzate.

Bisogna considerare inoltre che un numero crescente di ditte cinesi opera anche nella

fase iniziale della catena di creazione del valore, costruendo le proprie fabbriche di silicio.

Entro il 2010, si stima che tali fabbriche produrranno 5.000 tonnellate all‘anno di silicio,

anche calcolando che una parte dei progetti non vada in porto.

Oltre ai miglioramenti nell‘approvvigionamento di silicio, i cinesi lavoreranno anche per

ridurre in modo sensibile gli altri costi di produzione. Tra questi, i fattori decisivi sono

l‘efficienza del processo di trasformazione, i prezzi scontati per le apparecchiature di

produzione, oltre che tassi di rottura ridotti. Complessivamente, i costi di produzione per

un modulo cinese si abbasseranno entro il 2010 di almeno 0,81 euro a watt.

Oggi è evidente che le imprese nipponiche stanno perdendo progressivamente la oro

competitività. Ma ora i cinesi fanno con gli europei esattamente lo stesso che hanno fatto

gli europei con i giapponesi: crescono di più, producono a prezzi più convenienti e sono

più aggressivi.

Nel capitolo seguente, alcuni dei principali operatori del mercato nella Repubblica

popolare cinese sono brevemente descritti, l’elenco è lungi dall’esser completo, a causa

del fatto che attualmente i produttori di moduli esistenti in Cina sono più di 300, anche se

molti di essi non raggiungono i 10MW di capacità

4.3.1 Canadian Solar Inc.

L’AZIENDA

CSI è uno dei più grandi produttori di moduli fotovoltaici al mondo, fondata in Canada nel

2001, CSI ha definito sette consociate produttrici, interamente controllate, in Cina, che

si occupano dalla completa produzione verticale del lingotto/wafer alle celle e moduli

solari, per una superficie totale di 173.00m². Attualmente la capacitò di produzione

totale è pari a 829MW suddivisa in 600MW per i moduli, 270MW per le celle, 20MW

wafer, e 1100 tonnellate di lingotto, per un totale di entrate per il 2008 di 705 milioni di

euro 133% in più rispetto al 2007.

LA TECNOLOGIA

L’azienda offre moduli sia nelle tecnologie mono che poli cristalline da 160 a 250W di

potenza nominale I moduli standard sono presenti da 125 X 190mm (5 pollici) o 156 X

156 mm (6 inch), con ele vata efficienza mono-cristallina o poli-cristallina delle celle solari.

Questi moduli sono adatti per tutti i tipi di applicazioni, dalle grandi aziende

agricole,residenziali e commerciali. Tra le caratteristiche fondamentali i moduli CSI sono

leader del settore potere tolleranza: +/- 5w (+/- 2.5%), hanno 6 anni garanzia (materiali e

la lavorazione); 25anni modulo potenza garanzia e hanno ottenuto le certificazioni TUV,

UL, IEC. Canadian Solar ha lanciato una nuova linea di prodotto: e-moduli nel secondo

trimestre 2008, realizzando prodotti al 100% di grado solare . E-Moduli sono economici e

hanno un ottimo rapporto qualità/prezzo e rapido ritorno degli investimenti (ROI). Infine

la linea BIPV(Building integrated Photovoltaics). Si tratta di moduli costituiti da celle solari

laminate tra due strati di vetro temperato a basso contenuto di ferro, ideali per facciate

tetti e lucernari. Recentemente, 5 dei suoi moduli, cs6p-220 P, 225 P, 230 P, cs5p-240 M e

cs5a-180 M, hanno registrato tra le più alte prestazioni nella classificazione (PTC). Tale

classificazione sta rapidamente diventando una norma universalmente accettata per la

misurazione della reale potenza e prestazione di un modulo.

4.3.1 Suntech Power Co. Ltd.

L’AZIENDA

Suntech Power Co. Ltd. è situato a Wuxi. Essa è stata fondata nel gennaio 2001 dal Dr.

Zhengrong Shi e andò pubblico nel dicembre 2005. Suntech è specializzata nella

progettazione, sviluppo, produzione e vendita di celle, moduli e dei sistemi fotovoltaici.

Per 2008 Suntech ha dichiarato 497,5 MW di vendite, con una la capacità di produzione

annua che è stata aumentata a 1 GW, attualmente risulta il più grande produttori di

moduli fotovoltaici al mondo, avendo superato lo storico produttore SHARP. Nel 2008 è

stato completato l’acquisto del produttore di moduli giapponesi, MSK. Obiettivo

dell'azienda è quello di diventare il fornitore con il più basso costo €/W per la clientela

mondiale.

LA TECNOLOGIA

I moduli standard monocristallini della Suntech sono progettati per ottenere l'efficienza

maggiore, mentre i moduli policristallini sono realizzati per ottenere le migliori prestazioni

a costi ridotti. Suntech offre la più ampia gamma di off-Grid pannelli solari (da cinque W A

140 w) progettati per applicazioni di telecomunicazioni, pompaggio dell'acqua, e

strumentazione per solari illuminazione in aree periferiche e rurali. Questi sistemi

indipendenti fornitura di energia elettrica in aree dove non esistono elettrici riquadro

linee di trasmissione. I modelli standard Suntech rispettano tutti i severi requisiti inerenti

alla sicurezza e affidabilità delle prestazioni che ha consentito di ottenere certificazioni e

approvazioni da importanti agenzie quali UL, CE, TUV e IEC. La Suntech fornisce tutti i

suoi moduli standard con una garanzia di 25 anni.

I prodotti MSK Solar Design Line della Suntech offrono un'estetica superiore rispetto ai

moduli fotovoltaici standard e possono essere usati per creare edifici che sono sostenibili,

funzionali e gardevoli da un punto di vista estetico.

La maggior parte dei prodotti della MSK Solar Design Line della Suntech sono moduli

fotovoltaici integrati (BIPV), grazie ai quali Suntech ha acquisito una forte posizione

nell’industria integrata. Tra i prodotti più popolari si trova il “Just Roof” ossia un vero e

proprio tetto, che sostituisce piastrelle e altri rivestimenti. Questi pannelli solari integrati

stanno guadagnando popolarità principalmente in Francia, Italia, Slovenia e Svizzera.

4.3.2. Solarfun Power Holdings

L’AZIENDA E LA TECNOLOGIA

Solarfun Power holdings venne fondata nell'agosto del 2004 dal produttore Linyang

Electronics, leader del mercato dei contatori elettrici. Nel 2004 è iniziata la prima linea di

produzione di moduli fotovoltaici. Attualmente è tra i produttore leader mondiali di celle

e moduli fotovoltaici. Solarfun ha dichiarato di aumentare la propria capacità di

produzione di moduli da 550MW a 700MW entro l’Aprile 2010. Nel 2008 l’azienda ha

dichiarato una vendita di moduli pari a 173,8MW.

Il 100% dei moduli di Solarfun è realizzato utilizzando celle prodotte dai, fatto che

consente di garantire una rigorosa qualità durante il processo produttiv, infatti i prodotti

risultano certificati UL, TUV, CE, IEC, a testimoniare il rispetto degli standard internazionali

sulla sicurezza del prodotto, la durata e soprattutto la qualità. Solarfun offre un'ampia

gamma di moduli solari certificati con potenza utile locale: i moduli monocristallini vanno

da 150 a 200W, i moduli policristallini sino a 300Wdi potenza, con un rendimento max del

14,3%.

4.3.3 Yingli Green Energy Holding Company Ltd.


Yingli Green Energy Holding Company Ltd. è una società leader nel mondo , integrata

verticalmente, dalla produzione si wafer in silicio a quella di celle e moduli in silicio

policristallino. Attualmente la capacità produttiva è pari a 600MW. I moduli fotovoltaici

sono rivolti per una vasta gamma di mercati, compresa la Germania, Spagna, Italia,

Grecia, Francia, Corea del Sud, Cina, e gli Stati Uniti. Tutti i prodotti sono provvisti di

certificazione IEC, CE, UL secondo gli standard internazionali, con un rendimento fino al

14,3%. Inoltre presentano una tolleranza sulla potenza piuttosto bassa ±3%. I moduli

strutture sono stati anche certificati dal TÜV Rheinland per sopportare carico meccanico

elevato come 5400 Pa. Questa forza assicura che i moduli rimangono meccanicamente

stabili nel corso della loro quarto di secolo durata.

4.3.4 Trina Solar Ltd.


Trina Solar è stata fondata nel 1997 e andò pubblico nel dicembre2006. L'azienda si

occupa dell’intera catena di valore, wafer, celle e moduli. Attualmente la capacità

produttiva di moduli è pari a 350 MW, e le vendite per il 2008 sono state di 201 MW.

Trina Solar produce e commercializza una vasta gamma di moduli fotovoltaici, sia mono

che policristallini. I moduli monocristallini hanno una Potenza d’uscita che va dai 165 W A

230 W, 165 W a 220MW per i moduli in silio policristallino. I moduli sono conformi agli

standard elettrici e qualitativi IEC61215 e EN61730 & UL1703 (Classe di sicurezza II e

presentano una tolleranza del ±3%. Attualmente le attività di ricerca, sviluppo e

produzione sono condotte nel sito , sviluppo e fabbricazione di lingotti, wafer, cellule e

moduli Solari sono svolti presso i suoi servizi in Changzhou, Cina, dove trina solari occupa

un sito di circa 152.526 metri quadrati. trina solari del costante espansione piani

includono l'aggiunta circa 161.475 metri quadrati di suoi impianti esistenti per aumentare

la capacità di produzione. Trina Solar vende e distribuisce i suoi prodotti in serie di paesi

europei contee, come la Germania, Spagna, Italia, Olanda, Francia, Belgio, dove incentivi

statali hanno accelerato l'adozione dell'energia solare. trina solari anche obiettivi

emergenti PV mercati come la Francia, gli Stati Uniti, Corea del Sud, India, Australia, Cina

e la Mongolia.

4.3.5 Best Solar Co. Ltd

L’AZIENDA

Best Solar Co., Ltd. è una delle maggiori realtà mondiali per la fornitura di moduli

fotovoltaici, sia con la tecnologia cristallino sia film sottile. L'azienda si suddivide in 2 aree,

Best Solar Suzhou e Best Solar Nanchang, le quali hanno una capacità di produzione di

1GW per il film sottile e 3GW per pannelli in cristallino, suddivise in fasi.

LA TECNOLOGIA

Il motivo per cui questo produttore solare si distingue dal resto:

migliore solare ,è statao lo sviluppo di grandi pannelli solari ad alta efficienza basati sulla

tecnologia giunzione tandem a-si/μ-si sottile( micromorfi) . I moduli sono completamente

certificati per il mercato della Comunità europea e degli Stati Uniti: includono marchio CE,

IEC 61215, 61646, 61730. grandi moduli in film a sono particolarmente adatti per

costruire grandi solari centrali. Inoltre essi possono essere utilizzati per applicazioni BIPV.

Per BIPV , questi pannelli possono fornire una maggiore trasparenza tra 0 e 20%.

Oltre ai grandi pannelli in film sottile, Best Solar offre una vasta gamma di moduli

standard

poli: 160-180Wp, 190-210Wp, 210-230Wp, 260-280Wp

mono: 165-180 WP, 200-240 WP

film sottile: 115 WP, 230 WP, 470 WP

I pannelli fino a 5,7m², fabbricati usando una tecnologia matura quale il micromorfo.

L'efficienza partirà dall' 8,5% per poi aumentare al 10-12%.

4.4 USA

Il mercato statunitense, si è espanso soprattutto negli ultimi anni: essendo di fatto la

sommatoria di mercati regionali, il suo sviluppo, almeno inizialmente, non è dipeso tanto

da scelte federali bensì soprattutto dalle politiche specifiche attuate nei singoli Stati.

Prova ne è che più del 75% degli impianti integrati fossero installati in soli tre Stati, New

Jersey, California e Colorado.

Dopo anni di relativa disattenzione del legislatore nazionale, nell’agosto del 2005 è stata

approvata la prima legge di promozione dell’energia da fonte rinnovabile, nella quale

sono stati previsti opportuni meccanismi di incentivazione. Tale trend di crescita, ha

contemporaneamente permesso lo sviluppo dell’industria locale; lo stesso Obama ha

annunciato che $ 51.5 million (€ 36.8 million) saranno destinati direttamente per lo

sviluppo delle più moderne tecnologie fotovoltaiche (ecc..) and $ 40.5 million (€ 28.9

million) per la diffusione dell’energie solare. Obiettivo della ricerca solare è quello di

sviluppare nuovi processi e dispositivi fotovoltaici potenzialmente significativi in termini di

performance/costo.

Negli ultimi anni, essa si è espansa notevolmente la produzione, soprattutto grazie

all’utilizzo di film sottile al tellururo di cadmio e di silicio amorfo. A tal proposito,

considerando i tassi di crescita annuali, si prevede che la capacità di moduli a film sottile

con tecnologia CdTe raggiungerà i 1300 MW nel 2011 e quella che utilizza silicio amorfo

arriverà a 1000 MW nel 2012. Per tale tecnologia gli Stati Uniti si trovano a vantaggio

rispetto ai concorrenti, basti pensare che nel 2008 sono stati realizzati 267MW cib tale

tecnologia, su un totale di 428MW, rappresentando il 28% su scala mondiale, contro il 6%

nel mercato complessivo dei moduli.

Tuttavia ciò che manca negli stati Uniti è un forte mercato interno ,come quello in

Giappone che ha permesso di accelerare l'espansione delle capacità di produzione.

Questo potrebbe essere uno dei motivi per cui ha perso il suo leader di mercato, detenuti

per molti anni, ed è ora al quarto posto dietro il Giappone, l'Europa e Cina. La nuova sfida

per gli USA sarà quella di incentivare un forte mercato interno al fine di sviluppare

l'industria locale a lungo termine.

4.4.1 First Solar LLC.

L’AZIENDA

First Solar LLC è una delle poche società mondiali a produrre moduli in film sottile a base

di CdTe, detienendo quasi il monopolio di questa tecnologia, che gli ha permesso al di

capultarsi nella classifica dei primi dieci produttori al mondo. Attualmente l’azienda ha 4

impianti di produzione, Perrysburg( usa), Frankfurt/Oder(germania) e due a Kulim

(Malesia). Nel 2009 è stato annunciato la costruzione di una nuova fabbrica in una joint

venture con EdF Nuovelles in Francia per almeno 100MW. A fine 2009, la capacità

complessiva era pari a 1,1GW. Nel 2008 la società ha prodotto 503MW e ha stabilito un

costo di produzione pari a soli 0,86 $/ WP (0,62 €/WP) nel secondo trimestre del 2009.

First Solar produce i moduli con un’alta produttività, utilizzando linee linee

automatizzate dalla deposizione del semiconduttore all’assemblaggio finale, in un

rpocesso continuo, che dura meno di 2ore e mezza.

LA TECNOLOGIA

I moduli della serie FS 2 PV con meno del 2% del semiconduttore equivalente contenuto

nei moduli in silicio cristallino, forniscono alte rese, infatti, in generale, le celle solari

diventano meno efficient,i nel convertire l'energia solare in energia elettrica,

aumentando la temperatura ottimale. Tuttavia utilizzando celle in CdTe si riduce

sensibilmente la perdita di efficienza nei moduli, in base all’aumento di temperatura, in

aggiunta il CdTe converte la luce bassa e luce diffusa più efficacemente di cellule

convenzionali. Insieme, questo significa innanzitutto che i moduli solari producono più

elettricità nei giorni caldi ma anche col tempo nuvoloso e in percentuale maggiore nelle

ore diurne.

La serie FS 2 PV è il primo modulo a rompere la barriera del $1/watt per la produzione e

a realizzare sistemi con la pù piccola quantità di carbonio di qualsiasi tecnologia

fotovoltaica presente sul mercato, inoltre è il sistema che presenta un payback inferiore.

I moduli sono stati realizzati in stabilimenti che hanno ottenuto la ISO9001 e 14001per le

norme sulla gestione aziendale e hanno ricevuto le principali certificazioni riguardo

l’affidabilità e la sicurezza: Safety Class II 1000 V, certificata alla IEC 61730 e IEC 61636, e

UL 1703.

First Solar ha anche stabilito un programma di raccolta e riciclaggio per incoraggiare il

recupero e riutilizzo dei materiali del modulo . Il programma permette che il modulo,

incluso il vetro e il semiconduttore incapsulato nel materiale, di essere trattato e

trasformato in nuovi moduli o di altri prodotti. In questo modo, First Solar sta prevenendo

una gestione dei rifiuti sfida per le generazioni future.

4.6.2 Evergreen Solar

L’AZIENDA

Evergreen solar, fondata nel 1994, sviluppa, produce e vende prodotti solari,

specialmente pannelli solari.i.. La società utilizza la tecnologia String Ribbon, una tecnica

di lavorazione del wafer che permette di ridutre i costi di fabbricazione attraverso l’

inferiore uso dei materiali e procedure semplificate . La società ha aperto due stabilimenti

in America, a Devens e a Midland.

Nel 2009 Evergreen ha annunciato la firma di un accordo di produzione con Jiawei Solar,

(RPC) . Ai sensi dell'accordo, Evergreen fabbricherà wafer con la tecnica string gibbo

nell’impianto della Jiawei in Cina, e tali wafer verranno poi utilizzati per la fabbricazione

dei prodotti cn marchio Evergreen.

La capacità iniziale della fabbrica sarà 100 MW e dovrebbe essere pienamente operativa

nel 2010. Un ulteriore espansione a 500MW è destinata a essere realizzata già nel 2012.

Evergreen Solar ha una joint venture , Sovello (ex EverQ), con il colosso tedesco

produttore di celle Q-Cell, e il produttore norvegese REC, a Thalheim, Germania, che è

situato a circa 80 miglia da Berlino, a giugno 2007 la seconda linea di produzione ha

iniziato a operare, portando la capacità totale di Sovello a 100 MW Secondo la società , la

capacità di produzione nel 2009 raggiungerà 180 MW.

LA TECNOLOGIA

La tecnologia String Ribbon proviene dalla scienza naturale della tensione superficiale. In

termini semplici tale realizzazione è proprio come quella di una bolla di sapone. La

tensione superficiale tra la soluzione del sapone e la bacchetta crea la bolla di sapone.

L'unica differenza è che, invece dell'”anello” all'interno della quale si forma la bolla, si

utilizzano due filamenti in parallelo ad alta temperatura i tra cui si forma uno starto di

film sottile di silicio. Questi filamenti vengono caricati verticalmente attraverso il fondo in

silicio, e il silicio fuso attraversa e si solidifica tra filamenti. Il processo è continuo,

silenzioso e pulito: attraverso l’ alta temperatura, i filamenti si srotolano dalle bobine,

procedono in avanti attraverso il silicio fuso e tirano via una striscia di silicio dal fondo.

La striscia di viene raccolta periodicamente e tagliata in pezzi più piccoli per l’ ulteriore

trasformazione nelle celle solari.

Un vantaggio della serie ES-A ( da 200W, 205W, 210W), presentano una tolleranza di

potenza tra le più basse del settore 0/+2,5% (-0/+5 W) e hanno dimostrato nei test sul

campo di poter fornire una quantità di energia elettrica decisamente superiore rispetto

alla concorrenza, infatti l’utilizzo di uno speciale vetro antiriflettente, consente ai pannelli

di catturare il 6% di luce in più a mezzogiorno e fino al 12% al mattino presto e prima del

tramonto quando il sole è basso sulla linea di orizzonte. In un’installazione tipica, questa

maggiore capacità implica la possibilità di generare almeno il 2-3% di energia elettrica.

I pannelli Evergreen sono certificati per qualità, sicurezza e affidabilità secondo il rigido

standard dell’America settentrionale UL 1703 e gli standard internazionali IEC 61215 e

61730.

4.4.3 Sunpower Corporation

L’AZIENDA

Sunpower è stata fondata nel 1998, è il produttore leader per gli alti valori di efficienza

delle proprie celle e moduli in silicio monocristallino , conduce le sue principali attività R

& S a Palo Alto,California, e ha l i suoi stabilimenti nelle Filippine. La fabbrica N1 ha una

capacità nominale di 108 MW. La Fab. No 2 era pienamente operativo alla fine del 2008

con una capacità di 306 MW. Per il 2009è stato previsto un aumento di capacità di

574MW. Secondo la loro relazione annuale nel 2008, la società ha iniziato la costruzione

di una fabbrica di capacità fino a 1 GW in Malesia.

LA TECNOLOGIA

I moduli SunPower vantano il record di efficienza e potenza sul mercato, al 50%

superiore rispetto a quella dei diretti concorrenti e fino a 2-4 volte rispetto alla tecnologia

a film sottile. La linea 315 fornisce un’altissima efficienza e prestazione. Utilizza 96 celle

solari con tecnologia back-contact, che permette al modulo un’efficienza di conversione

totale del 19,3%. Il ridotto coefficiente di tensione-temperatura del modulo, il vetro

antiriflesso, e prestazioni in condizioni di bassa luminosità garantiscono una produzione

energetica eccezionale per watt di picco di potenza.

Film sottile Tradizionale SunPower

Watt di

picco/Modulo

65 215 315

Efficienza 9,0% 12,8% 19,3%

Watt di picco /m² 90 128 193

Figura 4.7 - Confronto prestazioni tra SunPower e i moduli tradizionali

Anche le linee a potenza inferiore ( 205Wp,210Wp,225Wp,300Wp), forniscono

un’efficienza molto al di sopra della media, rispettivamente 16,5% , 16,9%. Tutti i moduli

sono certificati secondo IEC 61215 Ed. 2, IEC 61730 (SCII) e sono garantiti 10 anni sul

prodotto 25 anni sulla potenza.

4.4.4 Nanosolar

L’AZIENDA

E’ stata fondata nel 2001. Si tratta di azienda che sviluppa moderne tecnologie e

finanziata da investitori privati. Lo stabilimento di produzione di celle è situato a San

Jose, in California, mentra lo stabilimento di assemblaggio dei pannelli nei pressi di

Berlino, Germania, per un totale della produzione di 640MW.

LA TECNOLOGIA

La piattaforma tecnologica della cella che Nanosolar ha sviluppato è caratterizzata in

termini tecnici da un semiconduttore in CIGS (rame, indio, gallio, selenio) stampato su un

foglio di metallo conduttivo a basso costo. Viene quindi creato un contatto sulla parte

posteriore attraverso un sistema chiamato “Metal-Wrap-Through” utilizzando un

procedimento di deposito del meteriale su rotolo continuo. Le celle fotovoltaiche sono

leggere, pieghevoli, facilmente collegabili, di dimensione modificabile e capaci di

sopportare fino a 25 Ampere di corrente per cella (o fino a 25 volte in più rispetto ad altre

tecnologie a film sottile attualmente disponibili). Anche se le celle possono essere di varie

misure, lo standard è 165x135 mm (una misura di fatto ottimizzata per l’installazione):

La creazione di unità di celle fotovoltaiche indipendentemente dalle unità di pannelli

solari permette di portare innovazione in entrambi i settori e di reagire rapidamente a

nuovi requisiti di prodotto e di mercato, e di introdurre nuovi prodotti senza vanificare il

notevole investimento che richiesto dalla produzione di celle.

Le celle sono assemblate in circuiti e laminate in pannelli. Usando solo celle abbinate, le

perdite dovute ad un abbinamento errato durante l'assemblaggio di un pannello sono

ridotte a meno dello 0,1%, migliorandone la prestazione e l’affidabilità. Il nostro

stabilimento di assemblaggio di pannelli fotovoltaici è automatizzato per produrre un

pannello solare ogni 10 secondi su una linea di produzione.

Offrendo celle fotovoltaiche di media efficienza a costi bassissimi, si ottiene la massima

convenienza in termini di costi. Questo accade perché la differenza tra il rendimento di

conversione dell’energia del 15% contro il 20%(riferito alle celle) non è neanche un

rapporto di 1:2, mentre la differenza fra $ 20 e $ 200 al metro quadro è un rapporto di

1:10. Sono elencati anche i vantaggi rispetto alla tecnologia CdTe, di First Solar. La prima

generazione di tali pannelli raggiunge infatti un rendimento dell’11%.

Questi attributi tecnologici permettono di raggiungere la balance of system

(letteralmente equilibrio del sistema) e la distribuzione efficienza/ costo in diversi modi

principali. Il design della Nanosolar Utility Panel, consente risparmi nei costi dei materiali

di montaggio, nel lavoro per il montaggio, nella lunghezza dei materiali di cablaggio e nel

lavoro di istallazione e infine nelle spese di spedizione.

Figura 4.8 - Nanosolar e First Solar a confronto

Nanosolar Utility Panel sono stati certifacati dal TÜV Rheinland PTL, LLC Photovoltaic

Testing Services, secondo lo standard IEC 61646 & 61730 e UL 1703 per la Sicurezza

elettrica e la Resistenza di Classe A agli incendi. Il pannello ha anche ricevuto

separatamente dal TUV una certificazione per il suo Nanosolar Edge Connector.

Oltre a Nanosolar, esistono altre importanti aziende americane che sviluppano la

tecnologia del film sottile:

Solyndra, fondata nel 2005, gestisce uno stabilimento di 300.000 m² per la produzione di

moduli in CIGS, che le consente una produzione fino a 100MW. Il materiale fotovoltaico a

pellicola sottile utilizzato per i moduli di Solyndra è “copper indium gallium diselenide”

(CIGS). Tradizionalmente si sa che le celle CIGS si degradano a causa della loro

vulnerabilità all'umidità. Nel design di Solyndra sono utilizzati dei sigilli ermetici in metallo

vetrato alle estremità di ogni modulo — eliminando il problema dell'umidità e garantendo

un sistema fotovoltaico più affidabile, robusto ed efficiente. Oltre alla garanzia energetica

di 25 anni, i prodotti di Solyndra hanno ricevuto il certificato UL 1703 per l'utilizzo in

America del Nord e IEC 61730, IEC 61646 per l'utilizzo internazionale.

Solo Power Inc, fondata nel 2006, California, è un produttore di celle e moduli in film

sottile utilizzando la tecnologia CIGS. La capacità di produzione dell’azienda è pari a

20MW.

EPV Solar è una compagnia solare che progetta, sviluppa e produce moduli a basso costo

in film sottile in silicio amorfo. Situato vicino a Princeton, New Jersey, USA, Epv è una

società privata che è all'avanguardia nella ricerca, sviluppo, e commercializzazione di film

sottile dal 1991 quando è stata fondata da pionieri in questo campo dell’industria solare.

Nel Dicembre del 2008, la compagnia ha annunciato l’inizio della produzione anche a

Senftenberg, nella regione di Brandenburg , con una produzione di 30MW,

incrementando la capacità totale a 55MW.

EPV produce moduli solare attraverso apparecchiature di proprietà propria, in un

processo integrato (Integrated Manufacturing System) .

Epv offre attualmente diverse modalità, che possono essere utilizzati per apllicazione

isolate o collegate alla rete, nonché per applicazioni per la costruzione integrata (BIPV).

4.5 L’Europa

Le condizioni di mercato dell'energia fotovoltaica differiscono notevolmente da paese a

paese. Ciò è dovuto a differenti politiche energetiche e pubblici programmi di sostegno

per le energie rinnovabili e soprattutto, del fotovoltaico, nonché i diversi gradi di

liberalizzazione del mercato interno dell'elettricità. Tra 2001 e 2008, le installazioni di

sistemi fotovoltaici nell’Unione Europea sono aumentate di oltre dieci volte e hanno

raggiunto i 9,5GW come capacità istallata.

Dal 1999, la maggior parte degli investimenti nell’industria solare in Europa sono state

effettuati da Germania e Spagna, i due paesi che hanno offerto delle condizioni giuridiche

più stabili per portare cittadini e imprese a investire nel fotovoltaico.

Nonostante l’assalto cinese, il maggiore produttoei di celle fotovoltaiche, rimane la

tedesca Qcell, che ha superato l’intoccabile Sharp. Da sola la Germania, produce circa

1512MW di celle fotovoltaiche. E’ interessante rilevare che ad eccellere in questo settore

sono i Paesi che hanno i livelli più alti di capacità installata: la crescita della domanda

domestica ha determinato l’aumento della produzione interna. Tuttavia, tale fenomeno

non è confermato nel caso spagnolo: infatti, la Spagna, benché abbia registrato un rapido

incremento nella potenza installata, nel 2008 ha prodotto 195 MW di celle fotovoltaiche,

contribuendo solo al 2,7% dell’offerta mondiale.

Il dato italiano è estremamente basso: nell’ultimo anno, infatti, la produzione di celle è

stata pari a 28 MW; tale risultato sembra del tutto insoddisfacente a confronto con una

domanda interna sempre più ampia. Per quanto riguarda la produzione di moduli, la

Germania rimane il leader indiscusso; più ampio, invece, è il contributo spagnolo, che nel

2008 ha realizzato ben 498 MW di moduli fotovoltaici. Anche l’Italia e il Regno Unito

hanno raggiunto risultati migliori contribuendo rispettivamente alla produzione di 144 e

228 MW di moduli. Tra gli altri Paesi produttori troviamo la Svezia, che nel 2008 ha

prodotto ben 185 MW di moduli fotovoltaici.

Sul fronte tecnologia, si rileva che in Germania nel 2008 sono stati prodotti per il 75,9%

moduli di silicio mono e policristallino, mentre, per il 24,1% sono stati realizzati moduli a

film sottile.

I primi appartengono alla tecnologia più tradizionale: essi sono più economici, sebbene

diano rendimenti più bassi. La ricerca in tale settore, tuttavia, ne sta migliorando le

caratteristiche. In Francia, Spagna, Italia e Regno Unito, sono stati prodotti moduli,

utilizzando esclusivamente la tecnologia di silicio mono e policristallino. La Germania

rimane una realtà a parte nell’intero scenario europeo; questo perché dispone di una

produzione che sostanzialmente soddisfa la domanda interna e risponde, in buona parte,

anche alle richieste del mercato internazionale. In tal modo, viene preservato il mercato

nazionale dal pericolo di un dipendenza tecnologica estera che potrebbe minare lo

sviluppo dell’intero settore e avere un impatto economico negativo per la collettività.

L’espansione del mercato, infatti, può creare una nuova domanda per i settori industriali

interessati e trascinare l’intera economia in un circolo virtuoso, determinando benefici

diretti e indiretti. Diversamente, l’Europa ha sviluppato soprattutto in termini di capacità

istallata, e quindi sul settore della progettazione, e continua a rimanere, escluso il caso

Germania, un’ illustre importatrice di celle e silicio.

4.6.1 Solar World AG

L’AZIENDA

Fin dalla sua fondazione nel 1998, Solar World, Germania, si è evoluta da rivenditore di

sistemi e componenti solari, ad un’impresa in grado di unire tutte le fasi della catena

fotovoltaica, dalla produzione di wafer, all’istallazione di sistemi fotovoltaici, incluse

centrali chiavi in mano. L'azienda opera impianti di produzione in Germania e negli USA.

In California, nello stabilimento di Camarillo, vengono prodotti moduli solari con una

capacità annuale di 150MW, e nell'Oregon il più grande sito di produzione negli USA,

vengono prodotti wafer e celle con una capacità pari a 500MW. . In A Freiberg, in

Sassonia, il gruppo opera uno dei più avanzati impianti integrati solari di produzione. I

siti di produzione, in Germania e Stati Uniti, a loro volta, riforniscono gli uffici vendite

SolarWorld AG in Germania, Spagna, USA, Sudafrica e Singapore. In aggiunta alla

crescente e urgente domanda da parte dei paesi asiatici nell’immediato futuro, nel

dicembre 2008, la joint venture tra Solarworld e Solarpark Engineering Co. Ltd, ha

permesso di aprire un ulteriore stabilimento per la produzione di moduli a Jeonju, Corea

del Sud. La fabbrica ha una capacità di 150 MW e può essere ampliato a 1 GW alla sua

attuale posizione.

Nel 2003 Solar World è stata la prima azienda a livello mondiale per il riciclaggio di celle

solari. La controllata, Deutsche Solar AG, ha commissionato un impianto pilota per il

ritrattamento di cellule cristallina e moduli.Un elemento centrale dell’attività, oltre alla

vendita dei sistemi solari fondamentali e dei moduli ai rivenditori, è la distribuzione di

wafer solari al silicio all’industria internazionale di celle solari. Oltre ai prodotti collegati

alla rete, il Gruppo SolarWorld vende soluzioni energetiche solari ad isola che consentono

di offrire un importante contributo allo sviluppo economico sostenibile dei paesi soglia e

di quelli in via di sviluppo.Sotto il nome Solar2World il gruppo ha concentrato il proprio

impegno etico relativo all’energia solare, in particolare nei paesi in via di sviluppo.

LA TECNOLOGIA

La produzione dei moduli , fa quindi riferimento, alle società affiliate Solar Factory GmbH

a Freiberg, Gällivare Photovoltaic AB (GPV) in Svezia e SolarWorld Industries America LP a

Camarillo. Con il marchio Sunmodule Plus vengono offerti moduli fotovoltaici ad alta

performance studiati per una ampia varietà di applicazioni. Tutti i prodotti godono di una

garanzia di prestazione di 25 anni e la potenza in uscita viene definita con una tolleranza

di solo ±3%. Le celle in silicio cristallino ad alta resa usate nei Sunmodule Plus sono

protette da un vetro temperato ed incorporate in EVA trasparente (ethylene-vinyl-

acetate). Sul retro, i moduli sono sigillati da una robusta pellicola stratificata in TPT

(tedlar-polyester-tedlar). La stabilità nel tempo dei moduli Sunmodule Plus viene ottenuta

grazie all’elevata profondità di appoggio del vetro sul telaio e al fissaggio duraturo del

laminato nella cornice mediante silicone lungo tutto il perimetro. Ogni modulo é

classificato IP65 e dichiarato in classe II fino ad una tensione massima di 1000 VDC, viene

fornito con scatola di connessione, cavi di collegamento a doppio isolamento con

connettori rapidi. La scatola di connessione è piatta e compatta, contiene tre diodi di

bypass di alta qualità e tutti i collegamenti elettrici sono saldati per una massima

affidabilità.

Sunmodule Plus è un prodotto certificato secondo le piú restrittive norme di sicurezza e

design: UL1703 e IEC 61215.

Le linee disponibili sono Sunmodule Plus – policristallino( SW 220/225/230/235 ) ,

Sunmodule Plus - monocristallino (SW 225/230/235/240 ), Sunmodule Plus -

monocristallino

(SW 220/225/230/235 mono black), Sunmodule Plus - monocristallino (SW 145/150/155

Compact mono black)

Photon Test di Moduli

La rivista indipendente Photon ha confermato, su 16 pannelli fotovoltaici in test, il

Sunmodule Plus di SolarWorld è il primo in classifica, per la resa energetica migliore.

4.6.2 Schott Solar AG

L’AZIENDA

Schott Solari AG è una compagnia tedesca che si occupa della lavorazione di wafer, celle e

moduli in silico cristallino, oltre che di sistemi collegati alla rete elettrica e applicazioni

stand-alone, nonché una vasta gamma di celle solari e moduli in film sottile in silicio

amorfo. Nel 2008, la capacità di produzione era pari a 220 MW, distribuita tra i siti in

Europa e quello in America, a Albuquerque. Nel gennaio 2008 la società ha iniziato le

spedizioni di moduli in film sottile dal suo nuovo impainto di produzione, a Jena, in

germania, per un totale di 22MW.

Nel 2007 Wacker Chemie AG e Schott Solar hanno fondato una joint venture, Wacker

Schott Solar GMBH, che si occupa di produrre lingotti e wafer in policristallino.

LA TECNOLOGIA

I moduli fotovoltaici progettati per i sistemi collegati alla rete, sono disponibili nella serie

SCHOTT 175, ( con una potenza nominale disponibile da 165W a 180W e con un

rendimento da 12,6% a 13,7%), SCHOTT 225( con una potenza nominale da 217W a 230W

e con un rendimento da 13% a 13,7%) , SCHOTT 280 ( con una potenza nominale da 280W

a 300W e un rendimento da 12,7% a 13,6%).

La linea SCHOTT ASI 100, sfrutta il vantaggio della tecnologia in film sottile in silicio

amorfo ( con una potenza nominale da 95W a 103W, considerandola già stabilizzata)

I moduli sono conformi alle norme IEC 61215 IEC 61730 e IEC61646 ed2, alla classe di

protezione II, nonché alle direttive CE.

La lineaa SCHOTT inDAX 225 sostituisce i materiali di copertura noti da tempo e svolgono

una doppia funzione: produzione di energia elettrica solare e pulita e una copertura sicura

del tetto. i moduli ASI GLAS per soluzioni architettoniche integrate, offrono una gran

varietà di funzioni per la moderna architettura solare. Sia i laminati opachi (ASI OPAK) che

i vetri semitrasparenti (ASI THRU) soddisfano i requisiti dell'industria edile e pertanto

possono essere utilizzati con molti profilati metallici normalmente disponibili in

commercio. Si basano sulla tecnologia a film sottile all'avanguardia, garantendo così

un'erogazione di potenza particolarmente buona anche con basso irraggiamento

SCHOTT Solar propone anche una serie di moduli pensati a per la produzione di corrente

elettrica indipendentemente dalla rete. Si tratta di basati sulla tecnologia a film sottile

ASI® nei modelli ASI-F 2/12, ASI-F 5/12, ASI-F 10/12 e ASI-F 32/12.

4.7.3 Solon AG

L’AZIENDA

Solon AG ( o Solon SE) è uno dei più grandi produttori di moduli fotovoltaici in Europa, sia

silicio monocristallino che policristallino, oltre che di inverter e di soluzioni impianti chiavi

in mano; l'azienda offerte infatti soluzioni fotovoltaiche personalizzate in tutto il mondo,

Solon agisce come il contraente principale e si assume responsabilità per l'intera

attuazione di un impianto fotovoltaico chiavi in mano, dalla progettazione e costruzione

attraverso all'installazione e messa in servizio. Solon possiede diverse sussidiarie in

Europa e negli USA. SOLON Photovoltaik GmbH è la più vecchia sussidiaria del gruppo

Solon. Il suo stabilimento a Berlin-Adlershof (anche il sito dell’ufficio central del gruppo)

produce moduli solari con un ‘ampia gamma di valori in uscita, nonché moduli di grandi

dimensioni destinati alle grandi centrali fotovoltaiche. Solon Nord GmbH si occupa nello

stabilimento di Greifswald della produzione in larga scala di moduli standard con un

ampio range di potenze.

SOLON S.p.A. è stata stabilita 1994 sotto il nome f S.E. Project s.r.l. e adesso è uno dei più

grandi produttori di moduli fotovoltaici in Italia ; SOLON S.p.A. fa parte del gruppo Solon

dal Dicembre del 2006. La compagnia è specializzata nella produzione e vendita di moduli

solari e si sistemi di integrazione. Infine nel 2007 è stata stabilita Solon Corporation a

Tucson, in Arizona. Tale stabilimento, con lo scopo di penetrare anche il mercato

americano, produce moduli solari e sitemi.

Solon ha anche portato a termine l’acquisizione di Estelux s.r.l , compagnia italiana

produttrice di silicio policristallino di grado solare.

LA TECNOLOGIA

Classic Line: moduli "Classic" mono e policristallini, sono ideali per numerose applicazioni

nel settore residenziale, commerciale e su larga scala: dalle abitazioni private, ai tetti

industriali fino agli impianti a terra. Questi moduli sono compatibili con tutti i sistemi di

montaggio convenzionali

- SOLON Blue 220/03

- SOLON Blue 230/07

- SOLON Blue 270/11

- SOLON Black 230/07

- SOLON Blue 220/01 (US)

- SOLON Blue 270/09 (US)

- SOLON Black 230/01 (US)

- SOLON Black 280/09 (US)

http://www.solon.com/cw/it/clienti/componenti/moduli/classic_line/#__content__1251889162782








Design line: questa linea di moduli è ideale per i clienti che nella scelta di un impianto

fotovoltaico non guardano solo all'affidabilità e al rendimento dell'impianto, ma

attribuiscono una particolare importanza anche al suo aspetto estetico. I moduli Design,

in silicio monocristallino, sono realizzati completamente con componenti di colore nero.

- SOLON Black 230/02

- SOLON Black 130/04 (senza cornice)

Alla produzione dei moduli standard, SOLON affianca la realizzazione di moduli su misura

che rispondono ad esigenze specifiche. Assieme ai nostri clienti studiamo soluzioni

personalizzate e realizziamo questi moduli negli stabilimenti SOLON. In collaborazione con

i migliori architetti e costruttori, abbiamo già realizzato molti progetti d'eccellenza.

4.6.4 Renewable Energy Corporation AS


Attraverso le sue diverse società del Gruppo, REC, società Norvegese con sede ad Høvik,

è già coinvolto in tutti i principali aspetti della catena di valore fotovoltaica, tale da essere

una delle aziende solari più integrati nel mondo. . REC Silicon e REC Wafer sono fra i

principali produttori al mondo di polisilicio e wafer per applicazioni fotovoltaiche. REC

Solar si sta affermando velocemente come produttore di celle e moduli solari.

Dal 2003 si occupa della produzioni di moduli ad alto rendimento per applicazioni

commerciali, domestiche e di servizio. REC produce i moduli in Scandinavia, presso uno

stabilimento di Glava (Svezia) con una capacità produttiva di 150 MW. Dalla sua

costituzione, l’azienda ha continuato ad espandersi. REC è attualmente impegnata a

Singapore nella realizzazione del più grande stabilimento integrato di produzione di

wafer, celle e moduli al mondo. Una volta operativo, l’impianto di Singapore sarà in grado

http://www.solon.com/cw/it/clienti/componenti/moduli/design_line/#__content__1241778623598

http://www.solon.com/cw/it/clienti/componenti/moduli/design_line/#__content__1241778559153

di produrre quasi 600 MW di moduli solari, portando la capacità globale di moduli REC a

740 MW, portand a 1,7GW la capacità di produzione totale dl gruppo.

La produzione di moduli è focalizzata sulla tecnologia policristallina. La serie AE è

disponibile con una potenza nominale da 205Wp a 230Wp, una tolleranza positica del

+2%, e un rendimento che varia da 12,4% a 13,9%. Tutti i moduli sono certificati secondo

la IEC 61215, e classe di sicurezza II dall’ente TUV

4.6.5 Isofoton


Isofotón S.A., fondata a Malaga nel 1981, è la società leader nello sviluppo di soluzioni

solari tecnologiche per la generazione e l’approvigionamento di energia solare, attraverso

l’utilizzo delle sue tre tecnologie: Fotovoltaica, Termica a bassa temperatura e

Fotovoltaica ad alta concetrazione.

Nel 2008 Isofotón è stata leader nel mercato spagnolo per produzione di moduli e celle

con una capacità di produzione pari a 180MW.

Isofoton ha aperto uno stabilimento per l’assemblaggio dei moduli in Cina e la società

intende costruirne un’altra negli USA per essere operativa tra il 2011-2012.

Oltre alla produzione di celle e moduli in silicio monocristallino, Isofoton è attivo nello

sviluppo di pannelli a concentrazione basati su celle in GaAs.

La linea di produzione dei moduli fotovoltaici in silicio monocristallino comprende

un’ampia gamma da 160W a 230W di potenza nominale, con una tolleranza del ±3%, e un

rendimento fino al 14%. I moduli sono certificati secondo la IEC 61215, e classe di

sicurezza II dall’ente TUV

4.6.6 Concentrix solar GmbH


Concentrix solar GmbH è stata fondata nel 2005 uno spin-off azienda del Fraunhofer

Institute per l'energia solare sistemi. L'azienda è situata in Freiburg Breisgau. Concentrix

solari ha sviluppato il concentratore PV, tecnologia generata da molti anni di ricerca a

Fraunhofer ISE e che ha portato dal laboratorio al mercato a pronti prodotti e tecnologie

avanzate. Sotto il nome Flatcon, vengono offerti impianti chiavi in mano basati sulla

tecnologia a concentrazione.

Per l'introduzione dell'Flatcon nella mercato spagnolo e portoghese, la controllata

Concentrix Iberia è stata fondata nel febbraio 2008. Da settembre 2006 fino ad agosto

2008, Concentrix Solar ha gestito un linea di produzione propria di moduli a

concentrazione . Nel settembre 2008, è stata messa a funzionamento una linea

completamente automatica con una capacità di produzione di 25 MW.

I moduli a base di Flatcon sono costituiti da una lente lastra (lente Fresnel) e una piastra

di base su cui le celle solari dalle elevate prestazioni, vengono montate. La lente Fresnel

ha un fattore di concentrazione pari a 500soli. Per la costruzione di tale moduli vengono

utilizzati celle a tripla giunzione con materiali del III-V gruppo tali da portare l’efficienza

del modulo a 27,2%.

La compagnia ha ricevuto la certificazione IEC 62108 per il modulo CX-75 FLACTON

4.7 Analisi del mercato fotovoltaico italiano e dei principali attori

In Italia, lo sviluppo del settore industriale sconta forti ritardi, rispetto agli altri Paesi,

sebbene essosia avvenuto in tempi estremamente brevi. La filiera fotovoltaica italiana

non è in grado di soddisfare la nuova domanda, generata dall’incremento straordinario

della capacità installata in Italia. Il successo del fotovoltaico in Italia si basa

principalmente sulla progettazione, istallazione di impianti, dovuta dall’input dellle

incentivazioni statali, ma niente silicio e pochi wafer, qualche cella e una produzione di

moduli con poche eccellenze al vertice e molti medi produttori locali più o meno nuovi

che si accontentano dei volumi raggiunti.

Per il settore delle celle e moduli, è destinato a soccombere in ambito internazionale a

quelle realtà, nelle quali si può produrre a minori costi. E non si tratta di costi del

personale, o di risparmi dovuti a minor standard ecologici, perché questi è stato

esaminato si stanno imponendo ovunque (le principali compagnie cinesi sono certificati

secondo lo standard ISO 14001), ma si tratta di disparità legate ai costi dell’energia e

all’economia di scala. Il distacco italiano ma anche quello europeo, risultano incolmabili.

Si può constatare, infatti, che dei moduli installati in Italia, il 25% proviene dalla Germania

e il 21% dal Giappone. Bisogna rilevare, inoltre, che ben il 19% dei moduli dei sistemi

fotovoltaici italiani è stato prodotto in Cina: ciò testimonia le capacità e la competitività

che tale Paese sta raggiungendo anche in questo campo. Solo il 15% dei moduli installati

è effettivamente di provenienza italiana.

Figura 4.9 - Provenienza dei moduli istallati in Italia

Citando i risultati resi noti dall’indagine condotta da Photon Magazine, in tema di wafer,

in assenza di numeri sulla produzione in Italia della statunitense MEMC, gli unici dati sono

quelli dell’altra realtà nella penisola, che dalla seconda metà di quest’anno ha avviato

questo tipo di produzione: la Lux S.r.l. di Bozzolo Formigaro (AL) per il 2009 ha indicato in

8 megawatt sia la capacità produttiva che la produzione effettiva per il 2009 e punta al

raddoppio di entrambe per il 2010.

Sono in sette, invece, le realtà in territorio italiano che si cimentano nella produzione di

celle fotovoltaiche: dalle veterane Enipower S.p.A. e Helios Technology S.p.A., alle oramai

affermate nuove realtà X Group S.p.A. e Solsonica S.p.A., alla Omniasolar Italia S.r.l. e alla

Ancora S.r.l., nonché alla Solarcell S.p.A., compartecipata di MX Group S.p.A. Se

quest’ultima ha fornito esclusivamente la capacità a fine 2010 e Solsonica ha fatto

altrettanto, per entrambi gli anni in questione, le altre aziende hanno rivelato qualcosa in

più su stato delle cose e progetti. Stupisce come Enipower voglia triplicare capacità e

produzione in un anno: soprattutto perché il secondo dato rappresenta appena l’11 per

cento del primo, sicuramente la risposta si cela in progetti per il 2011. Helios Technology,

invece, punta per ora a sfruttare appieno la sua capacità, dopo che nel 2009 ha fatto due

terzi di quanto si era prefissa a fine 2008. X Group, infine, punta a divenire nel 2010 il

primo produttore di celle in Italia, triplicando quanto realizzato nel 2009. Si tratta,

tuttavia, pur sempre di numeri abbastanza esigui nel confronto internazionale: la

produzione stimata per il 2010 (escluse Solarcell e Solsonica) non arriva a 150 megawatt e

la capacità a fine dello stesso anno (queste due aziende incluse), sfiora i 375 megawatt. I

principali produttori di moduli in Italia avevano annunciato produzioni pari a poco meno

di 275 megawatt per il 2009, la produzione effettiva, pur comprendendo aziende che a

suo tempo non avevano partecipato a quest’inchiesta, è stata inferiore di oltre 100

megawatt. Per le stime riguardanti la produzione effettiva nel 2010, considerando i dati

inviati da quanti hanno partecipato all’inchiesta (escluse, quindi le «solite» Solsonica e MX

Group / MX Panel, ma anche aziende minori come Invent S.r.l. o la neonata Ferrania Solis

S.r.l.), complessivamente si sfiorerebbe il mezzo gigawatt di moduli «made in Italy». In

questo settore, vi è da sottolineare il successo relativo di medie aziende a «vocazione

locale» che fabbricano perloppiù per clienti a poca distanza dal proprio sito produttivo e

(ancora) non mirano a grandi volumi: è l’esempio, tra l’altro, della biellese V-Energy S.r.l.

o della friulana FVG Energy S.r.l. anche se quest’ultima produce la maggior parte dei suoi

moduli in un proprio stabilimento in Cina e riserva i prodotti fatturati in Italia, appunto, a

clienti locali. I dati forniti dalla Helios Technology per il 2009 comprendevano anche i

moduli prodotti in Croazia dalla Solaris dell’ex patron dell’azienda di Carmignano sul

Brenta, Franco Traverso, dato qui non considerato: nel 2010 Helios punta ora a

raggiungere da sola quanto si era prefissata già un anno fa. Tra coloro che a fine anno si

sono trovati con risultati niente affatto rispondenti alle proprie stime, spicca la Solon

S.p.A. affiliata dell’omonima «Societas Europaea» di matrice tedesca: l’azienda capitanata

da Domenico Sartore invece dei 130 megawatt previsti, ne ha prodotti 40 e, di

conseguenza, per il 2010 cautamente ne stima 60. Come per le celle (mancando le cifre

relative ad alcuni diretti concorrenti), è la X Group di Carlo Cotogni a puntare più in alto di

tutti per il 2010, stimando una produzione effettiva pari alla sua capacità di 100

megawatt: oltre un quinto della stima complessiva dell’intero settore.

Ancora

Enipower

Helios Technology

Solarcell

Omnia Solar

Solsonica

X Group

10 30 50 70 90 110 130 150Ancora Enipower Helios

TechnologySolarcell Omnia So-

larSolsonica X Group

Produzione 2009 (previ-sione 2008)

0 7.5 55 0 0 0 0

Produzione 2009

1 1.7 40 0 5 0 22

Produzione 2010 (previ-sione)

1.5 3.3 58 0 12 0 70

capacità a fine 2009

2.5 10 60 0 10 30 90

Capacità a fine 2010 (previsione)

2.5 30 60 60 12 60 150

Produttori celle fotovoltaiche

Azimut

Bluenergy Con.

Brandoni Sol.

Coenergia

D.G Energy

Eclipse It.

Enecom It.

Enipower

Eosolare

EU Energy

Ferrania Solis*²

2.5 7.5 12.5 17.5 22.5 27.5 32.5 37.5 42.5Azimut Bluen-

ergy Con.

Bran-doni Sol.

Coen-ergia

D.G Energy

Eclipse It.

Enecom It.

Enipower

Eoso-lare

EU En-ergy

Ferra-nia So-

lis*²

Produzione 2009 (previsione a fine 2008)

3 0 0 0 6 0 0.3 20 0 0 0

Produzione 2009

2.2 0 8 1.2 7 2 0.05 14 5 0.5 0

Produzione 2010 (previsione)

4 2 30 5 10 10 0.3 12 40 3 0

Capacità a fine 2009

4 0 12 1.2 10 3 0.4 20 5 1 0

Capacità a fine 2010 (previsione)

8 2 30 5 12 10 0.4 30 40 3 15

Produttori di moduli fotovoltaici in silicio cristallino

FVG Energy*³

Helios

Invent

Istar *⁴

MX Panel

Scenerg

Solarday

Solon

Solsonica

10 30 50 70 90 110 130FVG En-ergy*³

Helios Invent Istar *⁴ MX Panel

Scenerg Solarday Solon Solson-ica

Pro-duzione 2009(previsione a fine 2008)

0 55 0 0 0 0 60 130 0

Pro-duzione 2009

0.70000000000

0001

11.8 0 10 0 1.6 35 40 0

Pro-duzione 2010(previsione)

0.5 57 0 30 0 5 38 60 0

Capacità a fine 2009

2 55 12 10 120 1.6 60 100 60

Capacità a fine 2010(previsione)

2 58 18 30 120 5 60 100 90

SPSistem

Sunerg Solar

V-Energy

Vpiemme

Xgroup

10 30 50 70 90 110SPSistem Sunerg Solar V-Energy Vpiemme Xgroup

Produzione 2009(previsione a fine 2008)

0 0 0 0 0

Produzione 2009 5.5 4 2.5 8 20

produzione 2010(previsione) 12 10 10 20 100

Capacità a fine 2009 12 10 20 8 30

Capacità a fine 2010 (previ-sione)

18 15 20 20 100

Moncada Energy*⁵

1 3 5 7 9 11 13 15Moncada Energy*⁵

Serie 1 0

Serie 2 0

Serie 3 15

Serie 4 15

Serie 5 15

Produttori moduli a-Si(film sottile)

Note al grafico:

0= dato non specificato.

*2= Ferrania Solis ha annunciato l’avvio della produzione in provincia di Savona per

Gennaio 2010.

*3= FVG Energy nel proprio stabilimento in Cina, Shanghai, vuole produrre nel 2010

moduli per 25MW.

*4= Istar Solar nel 2010 intende produrre moduli per altri 5MW nel suo secondo

stabilimento in Thailandia, Bangkok.

*5= Inaugurazione della Sunfab fornita da Applied Materials a Moncada Energy il 21

Dicembre 2009.

Si analizzeranno più approfonditamente le principali realtà italiane impegnate nella

produzione di moduli e celle in silicio cristallino:

- Brandoni Solare S.p.a

- Helios Tecnology S.p.a

- Solsonica S.p.a

- X Group S.p.a

E la giovane CPower S.R.l una nuovissima società operante nel campo del fotovoltaico a

concentrazione.

4.7.1 Brandoni S.p.a

L’AZIENDA

Brandoni Solare è la giovanissima azienda tutta italiana, che nasce a Castelfidardo nel

2007, come produttrice di moduli fotovoltaici in silicio policristallino di ultima

generazione. dedicata allo studio, alla ricerca, alla progettazione e all’assemblaggio di

moduli fotovoltaici. All’interno del nuovo stabilimento di 5000mq una nuovissima linea

di produzione ad alto grado di automatizzazione, con sistemi e tecnologie innovativi,

produce i moduli fotovoltaici. Questa linea di produzione, di ingegnerizzazione tedesca, è

in grado di assemblare i moduli per una potenza complessiva di 20 MW/anno già

predisposta per l’ampliamento fino a 40 MW. La stringatura delle celle è affidata ad una

serie di robot automatici che provvedono a compiere saldature perfette tra le celle. La

Brandoni Solare è l’unica azienda in Italia ad essere in possesso di questa tipologia di linea

produttiva ad alto grado di automatizzazione. Nel 2007 l’azienda tedesca Q-cells,

protagonista mondiale nella produzione di celle in silicio policristallino, sigla con

Brandoni Solare un accordo quinquennale come Main Partner per la fornitura di celle

fotovoltaiche di ultimissima generazione che garantisce alla Brandoni Solare un modulo

dalle alte prestazioni.

LA TECNOLOGIA

Il modulo BRP6360064-XXX ha ottenuto le certificazioni dopo aver superato tutti i test

secondo quanto previsto dalle normative europee IEC 61215 ed.2 e IEC 61730, nei

laboratori specializzati ed accreditati SINAL. La Q.cells, fornitrice unica delle celle solari,

ha rilasciato alla Brandoni Solare il certificato di qualità che attesta all’azienda la fornitura

di celle con il marchio Q in grado di garantire un modulo dalle elevatissime prestazioni

ottiche, dalla massima stabilità meccanica e sicurezza elettrica.

La linea di moduli policristallini sono disponibili con potenza nominale da 210Wp a

235Wp, con una tolleranza del ± 3%. I moduli solare sono dei laminati di Vetro-Eva-

Backsheet con 60 celle policristalline a tre bus bar da 6” della Q-cells, dotati di un vetro

solare di classe U1 temprato, da 4mm, con finitura semisand, ilquale permette di ottenere

un’elevata resistenza meccanica del modulo (fino a 5400 Pa) ed ottime performance a

livello energetico. Ribbon, Eva e Backsheet sono selezionati tra i migliori prodotti

disponibili sul mercato, in modo da assicurare al modulo ottime caratteristiche tecniche

ed estetiche. Ogni modulo è equipaggiato di una junction box IP67 con 3 diodi di bypass in

grado di bloccare le correnti inverse, una coppia di cavi con connettori a innesto rapido

Tyco per facilitarne l’installazione. La cornice in alluminio anodizzato conferisce un’ottima

stabilità al modulo e serve per installare agevolmente i moduli sulle strutture di

ancoraggio.

La tensione di sistema fino a 1000V permette di installare i moduli in impianti connessi

alla rete di grandi dimensioni.

Brandoni Solare S.p.A. garantisce che i propri moduli produrranno almeno

il 90% della minima potenza (in STC) per un periodo di dieci (10) anni

l’80% della minima potenza (in STC) per un periodo di venticinque (25) anni.

4.7.2 Helios Tecnology S.p.a

L’AZIENDA

Helios Technology S.p.A., dal 2006 parte del Gruppo Kerself, è la più importante realtà

italiana nella produzione di celle e moduli fotovoltaici, componenti fotovoltaici e fornitori

di soluzioni “chiavi in mano”,presente sul mercato mondiale da quasi trent’anni. Presso lo

stabilimento di Carmignano di Brenta sono attualmente disponibili due linee di

produzione di celle (monocristallino e policristallino) per un tot di 60MW e una per

l’assemblaggio e la produzione di moduli per un tot di 50MW. Nel 2008 hanno ricevuto il

brevetto di un sistema per il trattamento integrato (scarico zero) delle acque reflue (IWT),

tale impianto permette di recuperare il 97%delle acque di processo, eliminando il

problema dello smaltimento dei fluidi pericolosi.

Il processo di produzione è completamente automatizzato e controllato in tutte le sue fasi

da strumenti di misura in linea e mediante misurazioni a campione fuori linea. Grazie ad

un adeguato software MES (manufacturing execution system) è possibile assicurare il

100% di controllo qualità, tracciabilità e miglioramento della produzione, ad ogni singolo

step, fino a cella finita.

LA TECNOLOGIA

Le celle in silicio poli e monocristallino hanno dimensioni da 156 x 156 mm con efficienze

rispettivamente fino a 16,5% e 17,5%. Per garantire la massima qualità di ogni singola

cella si effettuano: test elettrici a 500-1000 W/m2 (STC), classificazione in range di

corrente molto ristretti per ridurre il mismatch, misurazioni della resistenza di isolamento

al buio per evitare fenomeni di Hot Spot e numerosi controlli visivi mediante l’utilizzo di

telecamere per ottenere l’uniformità estetica. I moduli fotovoltaici connessi alla rete

elettrica, con la nuova linea HMA in silicio monocristallino e policristallino, hanno

raggiunto gli standard più elevati. Grazie all’utilizzo di soli materiali di prima qualità, delle

proprie celle ad alta efficienza e di un processo di produzione completamente

automatizzato. Severi controlli durante ogni step produttivo assicurano il 100% di

controllo qualità e tracciabilità del modulo.

La potenza dei moduli, che raggiunge i 235 Wp, è garantita con una tolleranza in potenza

solamente del ±2%. Il modulo si caratterizza per l’ottima risposta spettrale, l’eccellente

comportamento alle basse insolazioni, i pesi e gli ingombri ridotti.

I connettori sono ad innesto rapido e i cavi adatti ad ogni tipo di configurazione.

La qualità dei materiali impiegati e le avanzate tecniche di produzione assicurano ai

moduli una vita operativa media superiore ai 30 anni comprovata dai numerosi moduli

installati negli impianti dal 1981 ad oggi che sono tutt’ora funzionanti. Helios Technology

è perciò in grado di fornire una garanzia in potenza nel tempo (90% in 10 anni e 80% in

25 anni). I moduli HMA in silicio policristallino sono studiati appositamente per piccoli

impianti (<3 kWp) utilizzando il modulo da 214 Wp e per impianti di media (> 100 kWp) e

grande taglia (>1 MWp) utilizzando moduli da 220-225-230 Wp.

I moduli HMA in silicio monocristallino esistono solo in queste ultime tre taglie.

Esistono anche versioni con potenza nominale inferiore . Per i moduli in silicio

policristallino HTCB22M da 22Wp, HTB 125-130P da 125Wp e 130Wp, con una tolleranza

in potenza del ±5%, e in silicio monocristallino, le linee HTCG50M da 50Wp e HTCG80-

90M da 80Wp e 90Wp, anch’essi con una tolleranza del ±5%.

I moduli Helios raggiungono un’efficienza fino al 14,4%. Tutti i moduli sono certificati

secondo IEC 61215 ed. 2 per carichi neve - vento elevati e IEC 61730 1-2, con una

tensione massima di sistema 1000 VDC e Classe di isolamento II.

4.7.3 X group S.p.a

L’AZIENDA

X Group S.p.a rappresenta una novità emergente, infatti è stata fondata solo nel 2006,

nonostante questo come visto nella figura 4. , prevede piani di espansione al di sopra

delle altre aziende. L’azienda è impegnata nella realizzazione di celle e moduli

fotovoltaici, oltre che dell’istallazione di impianti chiavi in mano e di sistemi di

inseguimento solari.

La XGROUP S.p.A. ha avviato la propria produzione di celle fotovoltaiche nel giugno 2007

con una linea di capacità annua pari a 30 MWp, attualmente la scelta dell'azienda e

quella di destinare l'intera produzione di celle alla realizzazione di moduli solari

fotovoltaici di marchio XGROUP. Lo stabilimento di 6000 mq per la produzione delle celle

fotovoltaiche è ubicato a sud di Padova appositamente progettato per ospitare e servire

linee di produzione interamente "in linea" e completamente automatiche, in grado di

consentire un processo produttivo di celle fotovoltaiche, mono e poli, ad elevati livelli di

ottimizzazione, efficienza e rispetto delle normative ambientali.

I moduli XGROUP sono invece realizzati presso uno stabilimento di Cisterna di Latina e,

dove giornalmente vengono spedite le celle prodotte a Padova e da dove i moduli finiti

vengono direttamente consegnati agli Operatori clienti di XGROUP, al momento, sono

state ottenute le certificazioni TÜV ( IEC 61215 e Classe di sicurezza II) sui due principali

prodotti dell'azienda, i moduli fotovoltaici policristallini da 48 e 60 celle.

Per far fronte al proprio piano industriale di sviluppo la XGROUP ha sottoscritto tra

l'agosto 2006 e il maggio 2007 quattro contratti decennali con la tedesca Deutsche Solar

per garantirsi l'approvvigionamento di wafer di silicio multi cristallino di elevata qualità

fino al 2018. In virtù di questi contratti la produzione effettiva può al momento contare

su un volume certo di 25 MWp nel 2009, di 50 nel 2010 e di 100 MWp a partire dal 2011

in avanti.

LA TECNOLOGIA

Modulo fotovoltaico XG48P è composto da 48 celle solari policristalline da 156x156 mm

direttamente prodotte da XGROUP. Famiglie di potenza (da 160 a 180 Wp), con

rendimento fino al 13,8% . Il telaio è in alluminio anodizzato, in grado di soddisfare i più

alti standard qualitativi in fatto di stabilità e resistenza alla corrosione, inoltre la

presenza di diodi bypass per minimizzare la perdita di potenza dovuta ad eventuali

fenomeni di ombreggiamento e danneggiamento (sicurezza contro l’effetto “hot spot”).

la linea XG60P è invece composta da 60 celle solari policristalline da 156x156mm

direttamente prodotte da XGROUP. La famiglia di potenza va da 205 a 235 Wp, con un

rendimento fino al 14,5%. La garanzia prevista è:

- 5anni per il prodotto da difetti di materiali e lavorazione

- 25 anni di garanzia del rendimento non inferiore al 80%

- 12anni di garanzia del rendimento non inferiore al 90%.

Ideato per gli impianti residenziali da 3KWp, è presente il modulo X14, con potenza

nominale di 214Wp, e un rendimento del 13,4%

La garanzia prevista è:

- 10 anni del prodotto da difetti di materiali e lavorazione



4.7.4 Solsonica S.p.a

L’AZIENDA

Solsonica è una società del Gruppo EEMS, realtà multinazionale , all’avanguardia da 40

anni nel mercato dei semiconduttori, che vanta numerose partnership strategiche con i

più grandi produttori mondiali del settore. Solsonica nasce solo nel marzo del 2007 ed è

attiva nella produzione di celle e moduli fotovoltaici presso lo stabilimento produttivo di

Rieti nonché nello sviluppo di soluzioni complete per la progettazione e la realizzazione di

impianti fotovoltaici, occupandosi di tutti gli aspetti tecnici e gestionali: dalla

progettazione preliminare fino all’accesso agli incentivi statali.

La società ha intrapreso accordi pluriennali con i principali produttori di silicio per

supportare al meglio i piani di sviluppo; è inoltre impegnata nello sviluppo di nuove

tecnologie fotovoltaiche grazie alla collaborazione con università e centri di ricerca.

LA TECNOLOGIA

Solsonica sviluppa tre diverse linee di moduli in silicio policristallino:

- Solsonica608 con un range di potenza disponibile da 165Wp a 185Wp;

48celle

- Solsonica610 con un range di potenza disponibile da 210W a 235Wp;

60celle

- Solsonica612 con un range di potenza disponibile da 250Wp a

280Wp;72celle

La cornice dei moduli è in alluminio anodizzato, ed è provvista di 4 fori per facilitare

l’installazione. I moduli della serie Solsonica sono inoltre dotati di una scatola di

giunzione, con grado di protezione IP65, contenente i diodi by-pass interni. Tutti i moduli

hanno ricevuto la certificazione secondo la IEC61215 e IEC61730

http://www.solsonica.com/solsonica/il_gruppo_eems.asp

4.7.5 Moncada Energy Group


Moncada Solar Eqipment, società che fa parte del Moncada Energy Group uno dei

principali produttori privati italiani di energia rinnovabile da fonte eolica,nel maggio del

2008, ha acquisito una linea di produzione di moduli fotovoltaici di ultima generazione a

tecnologia in film sottile, unica in Italia, che entrerà in piena produzione nel primo

semestre del 2010. L'impianto è prodotto da Applied Materials, società statunitense

leader nelle tecnologie e macchine per la produzione di semiconduttori. L'impianto

soddisferà la richiesta di moduli fotovoltaici che la Moncada Energy Group prevede di

installare negli anni a venire. La Sun Fab avrà una produzione annuale complessiva di 40

MW di pannelli fotovoltaici. All’interno della struttura, che sorge a Campofranco in

Sicilia,sorge un centro di ricerca per l’ulteriore sviluppo della tecnologia messa a punto, in

modo da aumentare la resa dei moduli. Il processo di realizzazione del substrato è un

processo di deposizione sottovuoto su substrati di vetro ultrachiaro ricoperti da ossidi

trasparenti conduttori. Successivamente sono aggiunti gli altri strati, e il pannello è

sigillato tramite un processo di laminazione. La particolarità del modulo fotovoltaico sta

nell’utilizzo come componente base del silano, al posto del più caro silicio di grado solare.

4.7.6 CPower S.r.l

L’AZIENDA

CPower è stata fondata nell’Agosto 2006 come società spin-off del Consorzio Impat

(consorzio di Università di Ferrara - Tecnopolis Csata S.c.r.l. - ENEA). Un team di giovani

ricercatori operanti da anni presso l’Università degli Studi di Ferrara nel settore del

fotovoltaico, ha intrapreso la strada industriale per vedere la propria attività scientifica

concretizzarsi in un progetto con ricaduta diretta sulla società; oltre a loro, CPower può

contare sull’appoggio di esperti di aziende leader in settori strategici quali il fotovoltaico

“standard” (Solon S.p.a) e delle costruzioni edilizie (Gruppo Costruzioni Margheri).

CPower SRL ha come obiettivo la progettazione, produzione e commercializzazione di

Sistemi Fotovoltaici a Concentrazione per la produzione di energia. Lo stabilimento

produttivo, dove vengono realizzati i moduli, si trova a Ferrara

LA TECNOLOGIA

La linea di moduli a concentrazione denominata “Rondine” è presenta in due varianti, 25x

(generazione 1) 20x (generazione 2).

Rondine R2-2495, appartiene alla generazione 1, presenta 160 unità ottiche. Ogni unità è

composta di una luce concentratore e di una cella in silicio monocristallino di 14 x16 mm.

Il fattore di concentrazione della luce del sole è di 25. Il modulo è in alluminio, chiuso da

un temprato vetro solare assemblato utilizzando un sigillante strutturale adesivo.

I moduli sono forniti di diodi bypass all'interno. Al fine di aiutare l’assemblaggio con i

tracciatori solari, due guide in alluminio sono connesse sulla superficie del modulo .

Rondine R4120 appartiene alla generazione 2, presenta 640 unità ottiche. Ogni unità è

composta di una luce concentratore e di celle in silicio monocristallino di 8x8 mm. Il

fattore di concentrazione è pari a 20 soli. I moduli vengono realizzati seguendo gli

standard della norma IEC 62108.

CAPITOLO 5 : CRITERI PER LA SCELTA DI UN MODULO FOTOVOLTAICO

5.1 la scelta del modulo fotovoltaico adatto

Gli impianti fotovoltaici sono costituiti da elementi componibili: è indifferente se si

collegano 100 unità da 50 watt oppure 1.000 unità da cinque watt ognuna. Il sistema è

strutturato in maniera «modulare» – da qui anche il nome dell’elemento fondamentale

dell’impianto. Per questo è possibile produrre moduli fotovoltaici di tutte le dimensioni,

fino anche ad una lunghezza di diversi metri. Una soluzione del genere comunque non

sarebbe molto pratica. I componenti infatti non possono essere troppo grandi, perché

altrimenti diventano difficili da maneggiare. Ma non possono essere nemmeno troppo

piccoli, per non complicare troppo il montaggio e il cablaggio. Perciò la maggior parte dei

moduli fotovoltaici prodotti in grandi quantità per impianti collegati alla rete elettrica

hanno una potenza tra 100 e 300 watt ed una dimensione esterna di circa 80 per 120

centimetri. In questo spettro di possibilità, la nostra panoramica propone una selezione

dei prodotti più comuni con celle monocristalline o policristalline.

Per quanto riguarda i moduli a film sottile, invece, sono inclusi nella panoramica anche

modelli con una potenza inferiore, vista la loro minore efficienza. Lo stesso vale per alcuni

moduli speciali destinati all’integrazione architettonica (tegole fotovoltaiche), che a causa

delle loro dimensioni ridotte dispongono di una potenza inferiore. Il grosso del mercato è

costituito dai moduli cristallini standard. Ma soprattutto i fornitori di moduli a film sottile

sperano di riuscire ad accaparrarsi presto una fetta sempre più grande della torta. Il

motivo è che essi sono in grado di fornire la merce in tempi brevi e a prezzi concorrenziali.

La concorrenza dei moduli cristallini invece ha riscontrato seri problemi in tutto il mondo:

ancora oggi l’industria non riesce a soddisfare la domanda, anche se la produzione è oggi

a livelli mai raggiunti prima. Potrebbero essere venduti molti più moduli di quanti non se

ne vendano attualmente. Il problema è stato a lungo la mancanza di silicio grezzo per la

produzione delle celle fotovoltaiche. Crisi oramai superata, perché l’industria del silicio ha

già annunciato l’ampliamento delle proprie capacità. In questo modo il commercio di

moduli fotovoltaici si configura attualmente come un mercato dominato dai fornitori,

determinando delle situazioni curiose e a volte spiacevoli.

Alcuni produttori, non considerando quindi i più famosi che producono essi stessi le celle,

per esempio, non forniscono più nessuna indicazione sulla provenienza delle celle

impiegate per la produzione dei loro moduli ; dipende dal fatto che le celle per un certo

tipo di modulo, sempre più spesso provengono da diversi fornitori, a seconda della

disponibilità date dal mercato. Questo non pregiudica necessariamente la qualità del

prodotto finale.

Purtroppo, però, sul mercato si trovano sempre più prodotti per cui i fornitori non solo

non indicano la provenienza delle celle, ma nascondono addirittura la provenienza

dell’intero modulo, dichiarando solo il paese di produzione. Qualora si ci trovasse davanti

alla proposta di merce del genere, sarebbe meglio riflettere se non si preferisca pagare di

più per ottenere una proposta più trasparente. Dalla parte del cliente quindi quasi non si

può fare a meno di analizzare il mercato per poter valutare le diverse offerte. Al di là

della confusione che si è determinata di recente, non si possono dimenticare quelle che

da sempre sono le questioni importanti per la scelta dei componenti più adatti, in quanto,

se è vero che i moduli fotovoltaici si assomigliano tutti, di sicuro non sono tutti uguali.

Una regola sempre valida è che l’aspetto più importante rimane sempre la qualità e la

sicurezza; istituti di tutto il mondo testano la struttura e le qualità nell’ambito di

approfondite prove in laboratorio, rilasciando certificazioni , che ne attestino le reali

condizioni di qualità ed efficienza.

5.2 Le certificazioni: un marchio di qualità

Un’ azienda che sceglie di investire in schemi di certificazione volontaria ,affidandosi ad

organismi di certificazione accreditati e indipendenti, non solo migliora le proprie

performance di processo e di prodotto, ma ha a disposizione un potente mezzo per

affermare i propri prodotti su quelli della concorrenza e valorizzare la propria immagine

istituzionale. Il ricorso alla certificazione, dunque, non è solo l’impegno dell’azienda per

garantirne quella che rimane pur sempre “una presunta” qualità, ma anche una scelta di

marketing.

Per i moduli fotovoltaici, tali standard minimi sono garantiti dalla presenza di certificazioni

secondo i criteri definiti dalla Commissione Elettrotecnica Internazionale (IEC) e recepiti in

Italia dal Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI): la direttiva IEC 61215 ( CEI se riferita

all’Italia), fissa gli standard di qualità per i moduli cristallini, IEC 61646 per quelli a film

sottile mentre la IEC 61730, riguardante la sicurezza, sostituisce un protocollo istruito dal

TUV Rheinland, uno degli istituti di collaudo più famoso, chiamato “isolamento in Classe

II”, valido fintantoché non è stata emanata la specificanorma. La norma per la sicurezza si

applica a tutti i tipi di pannello, indipendentemente dalla tecnologia. Infine lo standard

IEC 62108, per i moduli a concentrazione.

Per quanto rigurda la IEC 61215 e la IEC 61646, si tratta del marchio di qualità su basi non

coercitive più importante del settore, tanto importante da rendere quasi impossibile la

vendita di moduli sprovvisti di tale certificato, in quanto il <Conto Energia> italiano, il

sistema che definisce le tariffe incentivanti, richiede obbligatoriamente tale certificazione

e solo raramente ammette eccezioni:

DM 19 febbraio 2007

I moduli devono essere provati e verificati secondo:

CEI EN 61215: moduli fotovoltaici in silicio cristallino per applicazioni terrestri

qualifica del progetto e omologazione del tipo

CEI EN 61646: moduli fotovoltaici a film sottile per applicazioni terrestri

qualifica del progetto e omologazione del tipo.

I laboratori devono essere accreditati, in conformità alla norma UNI IEC 17025, da

Organismi di accreditamento appartenenti all’EA (European Accreditation) o che

abbiano stabilito accordi di mutuo riconoscimento con EA o in ambito ILAC

(International Laboratory Agreement Cooperation).

In deroga alle certificazioni, nell’Allegato 1 al DM 19 febbraio 2007, si afferma che:

Nel caso di impianti FV totalmente integrati di potenza superiore a 3 kW, sono

ammessi moduli non certificati nel solo caso in cui non siano presenti sul mercato

prodotti certificati.

In questo caso è richiesta una dichiarazione del costruttore che il prodotto è progettato

e realizzato per superare le prove richieste dalle norme di riferimento.

La dichiarazione dovrà essere supportata da certificazioni rilasciate su moduli similari o

suffragata da una adeguata motivazione tecnica.

L’omologazione consiste nell’effettuare le prove e le ispezioni atte a verificare che il

prodotto risponda alle caratteristiche tecniche dichiarate, le mantenga anche in

condizioni operative limite e nel tempo. E’ anche richiesto che il prodotto rispetti precisi

requisiti per mantenere un appropriato livello di sicurezza .

Le prove devono essere effettuate da un laboratorio accreditato ossia un laboratorio che

ha dimostrato di fronte ad un ente di accreditamento di avere le strutture, le

apparecchiature, la strumentazione e la conoscenza tecnica adeguati per eseguire le

prove oggetto dell’accreditamento.

L’accreditamento deve essere relativo alle norme alle quali le prove fanno riferimento.

Lo schema dell’Accreditamento è messo a punto dall'Unione Europea al fine di

permettere la libera circolazione di merci e prodotti sul territorio comunitario, senza

necessità di controlli ripetitivi da parte delle autorità dei vari Paesi.

Elemento importante di questa impostazione è l’Organismo di Accreditamento che,

essendo indipendente e rappresentativo di tutte le parti interessate, garantisce gli utenti,

attraverso verifiche tecniche periodiche, sulla competenza ed imparzialità dei Laboratori

nella effettuazione delle prove accreditate.

In Italia tale funzione è assolta dal SINAL il quale, operando secondo la norma ISO/IEC

17011, verifica e sorveglia nel tempo la conformità dei Laboratori rispetto alla norma UNI

CEI EN ISO/IEC

17025 e alle prescrizioni SINAL.

5.1.1 Gli istituti certificanti e i test relativi alle norme

Negli anni passati il dilemma, per l’industria fotovoltaica , era che gli istituti di collaudo

avevano una capacità insufficiente. Anche solo avviare un test richiedeva un attesa che

poteva durare molti mesi. Ora però la situazione sembra sbloccarsi; in tutto il mondo

vengono realizzati nuovi laboratori e ampliate le capacità esistenti. Attualmente se ne

contano 18, mentre almeno altri 5 sono in via di allestimento. Finora il leader indiscusso

si chiama TUV Rheinald Co, ltd. Circa metà dei moduli certificati in tutto il mondo, reca il

marchio blu della società di Colonia, il suo logo è riconosciuto in tutto il mondo, e il suo

nome è in un certo qual senso un marchio, nel campo delle certificazioni.

Figura 5.1 - Il logo del TUV è riconosciuto come marchio di qualità

Non meraviglierà quindi, che questo sia anche l’istituto di collaudo a subire più

contraffazioni. A differenza di molti suoi concorrenti, il Gruppo può eseguire in proprio i

test e le certificazioni. In linea di massima, il collaudo e il rilascio del certificato devono

avvenire in modo separato. Una società affiliata del gruppo, TÜV Rheinland Product

Safety GmbH, rilascia il certificato sulla base dei risultati dei test ottenuti dal laboratorio

fotovoltaico. Al contrario di TÜV Rheinland, altre istituzioni collaborano tra loro: ad

esempio, l’Arsenal Research esegue i test, mentre l’Österreichische Verband für

Elektrotechnik (ÖVE), che è l’associazione austriaca per l’elettrotecnica, emette i

certificati. Così la tedesca VDE certifica in base ai risultati del Fraunhofer ISE. TÜV

Rheinland Group, a ha inaugurato un laboratorio a Shanghai, che sembra abbia avviato

bene la sua attività. Nell’anno passato, inoltre, il TÜV Rheinland North America, filiale del

Gruppo, ha acquisito una partecipazione del 70 per cento al Photovoltaic Testing

Laboratory (PLT), il laboratorio fotovoltaico di collaudo dell’Università Statale dell’Arizona

(ASU). È nato così il TÜV Rheinland Photovoltaic Testing Laboratory LLC.

Il laboratorio di collaudo dell’Arizona ora è in fase di ampliamento e permette al Gruppo

tedesco di entrare sul mercato americano. Si tratta di un’impresa non semplice, perché

solo negli Stati Uniti e in Canada la norma di sicurezza internazionale IEC 61730 non è

accettata in modo incondizionato: gli americani dispongono di una propria norma, la UL

1703, per la verifica della sicurezza elettrica dei prodotti.

Esattamente come per il certificato CEI nell’Unione Europea, nel Nordamerica è

necessaria una prova di sicurezza per poter commercializzare i prodotti. Gli standard non

mutano nella sostanza, ma nel dettaglio e la differenza più evidente consiste in un test

antincendio relativamente costoso che prevede che i moduli siano dati alle fiamme,

mentre la norma europea non contempla nulla del genere. Tale norma prende il nome

dagli Underwriters Laboratories Inc., impegnati come il TÜV Rheinland nella certificazione

e nel controllo di Qualità. L’armonizzazione degli standard in passato è fallita soprattutto

per questo test, che in Europa non è considerato necessario.

Per fornire certificazioni secondo la succitata norma UL 1703, la società deve risiedere

negli Stati Uniti e farsi accreditare come laboratorio di collaudo dall’ente nazionale

Occupational Safety and Health Administration (OSHA). La procedura può durare da due a

quattro anni, afferma Althaus. «Noi abbiamo effettuato per tempo la richiesta e ci

aspettiamo di ricevere l’accettazione da un momento all’altro», aggiunge. Fino a quel

momento, il TÜV Rheinland Ptl. collabora per le certificazioni con la Canadian Standards

Association (CSA), accreditata anche negli Stati Uniti. Anche la VDE e il Fraunhofer Institut

ISE hanno scelto di appoggiarsi alla CSA. Facendo eseguire i test sui moduli nei laboratori

di Friburgo di VDE e ISE, si può richiedere anche la certificazione conforme alla norma UL

1703: la CSA si occupa dei test aggiuntivi che non sono previsti dallo standard di sicurezza

CEI e rilascia il certificato UL in base a tutti i risultati ottenuti.

Anche gli Underwriters Laboratories, hanno intravisto una possibilità sul mercato

americano, hanno riconosciuto le prospettive del settore fotovoltaico, inaugurando un

laboratorio in Cina, non a caso i produttori cinesi, fanno eseguire sempre più spesso

collaudi in conformità alla UL 1703.

Standard secondo IEC 61215 / IEC 61646

Standard secondo IEC 61215 / IEC 61646

La norma internazionale IEC 61215 venne riconosciuta nel 1993 e proviene in gran parte

dalla norma “Ispra 503 “, sviluppata nei primi anni ’90 dall’European Solar Test

Installation (ETSI) di Ispra. Nell’Aprile 2005 è stata pubblicata una seconda ed della

norma, che prevede test più rigidi ( come quello del carico massimo 5400Pa anziché

2400Pa). La norma comprende l’esame di tutti i parametri che sono responsibali per

l’invecchiamento dei moduli fotovoltaici, in particolare si distingue tra prove ai raggi UV,

prove termiche ( cambiamento della temperatura, freddo, caldo e umidità), e prove

meccaniche ( vento, neve , grandine). Nel 1996 un analogo standard è stato svilippato per

i moduli fotovoltaici in film sottile. Nel 2008 la seconda edizione di questo standard è

diventata la IEC 61646. La norma è in molti aspetti identici alla IEC 61215, la principale

differenza sta in delle prove supplementari riguardanti la degradazione del film sottile a

causa dell’irradiazione. Prima dell’inizio del test, i moduli subiscono un

precondizionamento a 5KWh/m².

Il modulo supera le prove e quindi può ricevere l’omologazione IEC, se il degrado della

potenza massima in uscita, a normali condizioni di prova (STC), non supera il 5% dopo

ciascuna prova né 8% dopo ogni sequenza di prova. Anche la presenza di cambiamenti

visibili a occhio nudo, come la de laminazione, rotture, laceramenti, mancanza di integrità

meccanica, determina il mancato superamento del test.

Soltanto per la IEC 61646, la misura della massima tensione in uscita dopo l’immersione

finale nella luce, non deve essere inferiore al 90% del valore minimo specificato dal

costruttore.

Codice Qualifica Test Condizioni del test

10.1 Ispezione visiva Consiste nel rilevare ogni difetto visivo, quali ad

esempio rotture sulle superfici esterne, celle rotte,

connessioni difettose, bolle sulla laminazione.

10.2 Determinazione della misurazione secondo la norma IEC 60904

massima potenza

10.3 Prova di isolamento 1000 V in c.c + due volte la tensione a circuito aperto

del sistema per 1min, resistenza*area modulo > 40

MΩ⋅m² a 500 V c.c.; verifica se c’è isolamento

elettrico tra le zone in cui scorre la corrente e la

cornice.

10.4 Misura dei coefficienti di

temperatura α e β

consiste nel determinare i coefficienti di

temperatura relativamente al grado di irraggiamento

in cui sono stati misurati.

10.5 Misura del NOCT deve essere fatto a certe condizioni: angolo di

inclinazione nullo, irraggiamento globale 800 W/m²

temperatura ambiente 20°C, velocità del vento

1m/s, condizione di circuito aperto.

10.6 Prestazioni a NOCT consiste nel determinare la caratteristica corrente -

tensione nelle condizioni corrispondenti al NOCT.

10.7 Prestazioni a basso

irraggiamento

consiste nel determinare la caratteristica corrente –

tensione nel caso in cui la temperatura del modulo

sia di 25°C±2°C e con un irraggiamento di 200 W/m²

10.8 Prova di esposizione

all’esterno

consiste nel verificare se il modulo è in grado di

sopportare l’esposizione all’aperto sottoponendolo

ad una radiazione totale di 6kWh/m² e ripetendo poi

le misure 1-3.

10.9 Prova di resistenza ai

surriscaldamenti localizzati

consiste in una serie di misure di temperatura e di

corrente di cortocircuito dopo una serie di 5 cicli di

sequenze di oscuramento di alcune celle al fine di

simulare la condizione di massima dissipazione di

potenza

10.10 UV test precondizionamento 15 kWh/m² UV-radiatione(280 - 385 nm) con 5

kWh/m² UV-radiatione(280 -320 nm) a 60°C la

temperatura del modulo.

10.102 Esposizione ai raggi UV

secondo la IEC 61345

Min.15 kWh/m² UV-radiation e(280 - 400 nm) con

7.5 kWh/m² UV-radiatione (280 - 320 nm) at 60°C

module temperature

2 I test possono essere alternativamente usati

10.11 Prova dei cicli termici 50 e 200 cicli termici da -40° a +85°. Il modulo quindi

viene sottoposto a delle condizioni climatiche

particolari dopo le quali vengono ripetute le prove 1-

3 che devono portare al massimo ad una

diminuzione della potenza al massimo del 5%

10.12 Prova d’umidità e

congelamento

10 cicli -40°C a +85°C, 85% RH. Verifica la resistenza

ad umidità e a temperatura elevata dopo che i

modulo si è trovato a temperature inferiori allo zero

( per un certo periodo (2-4 ore). Seguono le misure

1-3 che devono rilevare una diminuzione della

potenza del 5% al massimo.

10.13 Prova del caldo-umido 1000 h at +85°C, 85% RH. Verifica la capacità del

modulo di sopportare le penetrazioni di umidità.

Sottoponendolo anche in questo caso a delle

condizioni particolari dopo le quali vengono ripetute

le prove 1-3.

10.14 Prova di robustezza delle

terminazioni

le terminazioni vengono distinte in tre tipologie: A,B

e C. a seconda del tipo di terminazione si hanno delle

prove di trazione, flessione, torsione. Dopo queste

prove vengono ripetute le prove 1-2 che devono

riportare al massimo una diminuzione della potenza

del 5% al massimo.

10.15 Prova umidità Per lungo tempo ad elevata umidità

10.16 Prova di carico meccanico il modulo deve sopportare carichi del vento, della

neve e del ghiaccio 5400Pa sia davanti che nel retro

rispettivamente

10.17 Prova impatto della

grandine

25 mm di diametro delle sfere di ghiaccio a 23 m/s,

ad impatto diretto

10.18 Prova termica diodo bypass Adeguatezza delle strutture termiche dei diodi

bypass a a una corrente di 1.25 X ISC che attraversa il

diodi alla temperatura di 75° del modulo

10.193 Prova di esposizione Cicli di esposizione alla luce di almeno 43 kWh/m² e

prolungata alla luce temperatura del modulo a 50° ± 10 °C, finché Pmax

è stabile entro 2%

Standard secondo IEC 61730/CEI EN 61730

Le prove della IEC 61215 non riguardano gli aspetti della sicurezza elettrica

adeguatamente. Pertanto, in passato, il TÜV sviluppò una procedura di prova per la

qualifica di moduli fotovoltaici come “ isolamento in Classe II” ( SK II) per la quale ha

acquisito in tutto il mondo l’attuale reputazione.

La maggior parte di questi standard, insieme ad altri requisiti internazionali, sono stati

accettati come la norma internazionale IEC 61730 “Qualificazione per la sicurezza dei

moduli fotovoltaici” , che è stato successivamente rilasciato come la norma europea EN

61730 (con lievi

modifiche). La norma si suddivide in due parti:

- Part 1: Requisiti per la costruzione

- Part 2: Requisiti per le prove

La parte 1 della norma EN 61730, definisce le obbligatorie caratteristiche di progettazione

dei moduli quali le distanze minime tra le parti conduttive e non, spessore della parete

della cassetta di giunzione ecc..), nonché i requisiti per i materiali utilizzati nel modulo

( resistenza ai raggi UV, parametri di temperatura, classe di protezione ecc..).

La parte 2 definisce tre diverse Classi di Applicazione a seconda il design di un modulo,

precisando il tipo d'uso, le relative prove di qualificazione e la conseguente classe di

sicurezza.

Classe di Applicazione

Voltaggio del Sistema

Acc IEC61730 Classe di sicurezza

3 Test previsto soltanto dalla norma IEC 61646

Acc.EN61730

A: Applicazioni Generali >50 Vdc >120 Vdc II

B: Accesso Ristretto >50 Vdc >50 Vdc 0

C: Applicazioni basso

voltaggio

<50 Vdc <120Vdc III

Le prove sono eseguite sia sui moduli completi ( con o senza cornice) sia sui singoli

componenti.

Una disposizione speciale della EN IEC 61730 è che i campioni di prova devono essere

testati prima secondo le prove ambientali come descritto nella IEC 61215 o IEC 61646,

prima dell'effettiva prove di sicurezza. Una tale combinazione si traduce in un albero

Testing, che copre entrambe le norme in modo ottimale. Per ottenere un certificato di

prova tutti i requisiti pertinenti sia alla progettazione che alla conformità dei materiali,

devono essere rispettati.

Qualification tests according IEC 61730 – Part 2 (Application class A)


MST 01 Ispezione visiva Consiste nel rilevare ogni difetto visivo, quali ad



MST 11 Prova di accessibilità Resistenza sempre > 1MΩ tra il dispositivo di prova (secondo IEC 61032) e i componenti vitali del modulo

MST 12 Prova di suscettibilità al

taglio

Soddisfare i requisiti di isolamento dopo aver definito

taglio sul modulo

MST 13 Test di continuità a terra Resistenza <0,1 Ω tra il punto di messa a terra

segnato e i punti della cornice a una corrente che è

pari a 2,5 volte la massima sovra-corrente del grado

di protezione del modulo (per un minimo di 2 minuti)

MST 14 Prova Impulso tensione Impulso ad alta tensione a seconda della classe di

applicazione selezionata. Tensione di sistema con un

laminato avvolto in un foglio di rame

MST 15 Prova delle scariche parziali Determinazione del comportamento del modulo in

seguito a scariche parziali

MST 16 Prova tenuta dielettrico Alta tensione di prova con 2000 Vdc + 4V max.

Tensione del sistema a STC per un minuto (corrente

di dispersione <50 μa)

MST 17 Prova di dispersione in

ambiente umido

Valutazione di isolamento del modulo in condizioni

umide; misurazione della corrente di dispersione a

500 VDC

MST 21 Prova di temperatura Conformità del materiale del modulo: radiazione

>700 W/m² Velocità del vento < 1 m/s, temperature.

20 – 55 °C

MST 22 Prova surriscaldamenti

localizzati

5 ore di esposizione a > 700 W/m²

MST 23 Prova del fuoco Prova secondo ANSI/UL 790 che il modulo soddisfi i

requisiti minimi di resistenza al fuoco come previsto

dalla classe C

MST 25 Prova termica del diodo

bypass

Adeguatezza delle strutture termiche dei diodi

bypass a una corrente di 1.25 X ISC che attraversa il


MST 26 Prova di sovraccarico della

corrente inversa

Protezione sul 135% della corrente di sovraccarico

per 2ore

MST 32 Prova di rottura Impatto meccanico con una borsa-test di 45,5kg

( circa 540J di energia cinetica); requisiti per le

rotture (frammenti <6,5cm²)

MST 33 Prova di flessione del

conduttore

Prova della capacitò di un possibile conduttore

fissato alla cassetta di giunzione, di resistere ad una

forza di flessione (220-40N a seconda del diametro)

MST 42 Prova di robustezza delle le terminazioni vengono distinte in tre tipologie: A,B

terminazioni e C. a seconda del tipo di terminazione si hanno delle

prove di trazione, flessione, torsione.

MST 44 Prova del terminale in

uscita

Prova di idoneità del terminale in uscita

MST 51

a/b

Prova dei cicli termici 50 e 200 ciclei -40°C a +85°C

MST 52 Prova d’umidità e

congelamento

10 cicli -40°C a +85°C, 85% RH

MST 53 Prova del caldo-umido 1000 h a +85°C, 85% RH

MST 54 Prova di esposizione UV Min.15 kWh/m² UV-radiatione (280 - 400 nm) con 7.5 kWh/m² UV radiazione (280 - 320 nm) a 60°

Figura 5.2- Combinazione test IEC 61215/61646 e IEC 61730

Standard secondo IEC 62108

La qualificazione del prodotto concentratori fotovoltaici (CPV) è stata formulata nel 2007,

sulla base di anche delle prove ambientali della IEC 60068 e delle prove per i moduli

cristallini IEC 61215 e 61730. Un identica versione europea è stata rilasciata nel 2008,

data della pubblicazione anche italiana.

La IEC 62108 definisce i criteri per la qualificazione di progettazione e l'omologazione dei

moduli fotovoltaici a concentrazione e degli assemblaggi, adatti per l’esercizio a lungo

termine all’aria aperta. Una certificazione speciale per i CPV è necessaria, in quanto l’alta

concentrazione alla radiazione solare, attraverso lenti o specchi, cause un maggiore

stress del materiale. Test di sicurezza finora non fa parte della norma ed è attualmente

in esame.

Un CPV modulo o l’intero assemblaggio( inclusi quindi specchi e ricevitori) hanno

superato le prove, e quindi possono essere omologati IEC 62108 tipo omologato, se ogni

campione soddisfa tutti i criteri seguenti:

- La degradazione della potenza relativa degradazione nelle sequenza da A a D non

superi il 13% se la I-V misura è presa all’aperto sotto la luce solare naturale o 8%

se è presa sotto un simulatore solare;

- La degradazione della potenza relativa nella sequenza E non superi il 7% se la I-V

misura è avvenuta in condizioni di luce solare naturale, o il 5% con un simulatore

solare;

- Nessuna prova visiva di gravi difetti (lacerazioni,piegamenti, superfici non

allineate, compresi lente, specchio, ricevitore, telaio; corrosione , perdita di

integrità meccanica;

- L’isolamento deve essere rispettato dall’inizio alla fine del test;

- I requisiti per la tenuta alle prove di umidità devono essere rispettati dall’inizio alla

fine.


10.1 Ispezione visiva Consiste nel rilevare ogni difetto visivo, quali ad



10.2.2 Prestazioni Elettriche (EP) Cielo limpido; DNI > 700 W/m², con variazione < 2%

in ogni cinque minuti intervallo, velocità del vento < 6

M/S, NO raffica > 10 m/s 10 min prima di qualsiasi

misura.

10.2.3 EP Simulatore Solare Relative misure

10.2.4 EP al buio e misure I-V 10 punti alla corrente generata da 0,9 a 1,6 volte di

Isc

10.3 Test di continuità a terra Resistenza <0,1 Ω tra il punto di messa a terra

segnato e i punti della cornice a una corrente che è

pari 2,5volte la massima sovracorrente del grado di

protezione del modulo( per un minimo di 2min)

10.4 Prova di isolamento 1000 V in c.c + due volte la tensione a circuito aperto

del sistema per 2min, riduzione della tensione a

500V per 2 min.

10.5 Prova di isolamento in

ambiente umido

Valutazione dell’isolamento del modulo in ambiente

umido; 500V per 2min)

10.6 Prova dei cicli termici 200(100/400) e 1000(500/2000) cicli -40°C a

+85(110/65)°C

10.7 Prova di caldo umido 1000(2000) h a +85(65)°C, 85% RH

10.8 Prova d’umidità e

congelamento

20(40) cicli -40°C a +85(65)°C, 85% RH

10.9 Prova impatto della

grandine

Impatto diretto sfere di ghiaccio di 25.4 mm di

diametro alla velocità di 22.4 m/s

10.10 Prova acqua spray Esposizione all’acqua per 1h in 4 posizioni, 45°

rispetto all’orizzonte, limite di monitoraggio normale

10.11 Prova termica del diodo di

bypass

Adeguatezza delle strutture termiche dei diodi

bypass a una corrente di 1.25 X ISC che attraversa il


10.12 Prova di robustezza delle

terminazioni

le terminazioni vengono distinte in tre tipologie: A,B

e C. a seconda del tipo di terminazione si hanno delle

prove di trazione, flessione, torsione.

10.13 Prova di carico meccanico Tre cicli di 5400Pa di carico applicato per 1h fronte e

retro alla superficie

10.14 Prova al danno larghezza

del fuori asse

Luogo sospetto per 15min a DNI> 800W/m² o

sospendere il tracking per 3ore

10.15 Prove UV Min.50 kWh/m² UV-radiatione sotto 400 nm con

Figura 5.3 - Diagramma IEC 62108

Gli installatori solare che operano in condizioni climatiche caratterizzati da un’atmosfera

altamente corrosiva, possono anche scegliere un modulo fotovoltaico in base alla

certificazione sulla IEC 61701 “Salt mist resistance testing on PV modules” che definisce

gli standard per moduli, in prossimità di zone costiere e marittime, contro gli effetti

della corrosione.

5.1.2 Critiche alle condizioni di svolgimento dei test

Le certificazioni non rimangono esenti da critiche , ad esempio alla durata dei test di

collaudo e gli intervalli previsti dalla norma, infatti a tutt’oggi non è ancora stato studiato

il comportamento a lungo termine dei moduli; secondo alcuni esperti risulta insufficiente

anche l’irradiazione UV. Inoltre nei test non sono stati considerati i telai, che devono

resistere al carico di masse di neve in scivolamento. La norma non stabilisce nemmeno i

tempi in cui un modulo, su cui vengono eseguiti vari test, deve passare da un banco di

prova all’altro. . Anche la sequenza viene messa in dubbio: la rottura delle celle, in seguito

al test di carico meccanico, non sortisce immediatamente una riduzione della potenza

rilevabile durante la procedura di collaudo. Se invece il modulo dopo il test di carico

meccanico venisse conservato nella camera della prova del caldo umido, verrebbe alla

luce una riduzione della potenza. Con la prova di resistenza ai surriscaldamenti localizzati

(«hot-spot»), è possibile trovare barre di contatto troppo sottili, ma non si può rilevare se

queste sono state applicate male. Gli errori di progettazione emergono, i difetti di

produzione no. Una certificazione conforme alla norma CEI fornisce qualche sicurezza che

nel nostro Paese i moduli sono in grado di resistere all’aperto per vent’anni, ma questa

non è mai una garanzia.

Si continua a lavorare allo standard esistente per i moduli cristallini; è prevista infatti una

terza edizione per la primavera 2010.

Quattro modifiche, sono descritte: il test di resistenza ai surriscaldamenti localizzati

dovrebbe essere radicalmente modificato; nella norma per i moduli cristallini, dovrebbero

essere riprese prove dalla norma per il film sottile; dovrebbe essere aggiunta una direttiva

per prove ripetute e le misurazioni sulla potenza, in condizioni standard di collaudo,

dovrebbero essere ampliate di un criterio.L’esigenza di affinamento è prevista

esplicitamente per la norma CEI 61646 per moduli a film sottile. La critica principale, in

questo caso, è che i moduli di prova hanno prestazioni diverse, a seconda degli strati

semiconduttori di cui sono composti e di questo la norma finora non tiene conto.

Ad esempio, i moduli CIS devono essere esposti a irraggiamento per un certo tempo,

prima di erogare l’intera potenza; ai moduli in tellururo di cadmio basta una breve

esposizione alla luce; sui moduli in silicio amorfo, invece, influisce in modo decisivo la

temperatura ambiente. L’ETSI si dedica in modo intensivo a questo argomento. Sia il TÜV

Rheinland che il Zentrum für Sonnenenergie- und Was-serstoff-Forschung (ZSW) che

studia l’energia solare e l’idrogeno, intendono realizzare un centro di competenza per

definire le caratteristiche delle prestazioni e per l’analisi della stabilità. In quella sede, si

intendono analizzare il comportamento di diversi tipi di film sottile e la loro produzione

energetica con il variare delle condizioni di irraggiamento e di temperatura. Anche la

norma per i moduli a concentrazione non tiene conto dei diversi sistemi di

concentrazione: il collaudo è sempre lo stesso, indipendentemente dall’utilizzo di lenti di

Fresnel, di specchi o di trogoli riflettenti. A causa dell’esiguo numero di produttori e della

complessità del test, solo pochi istituti di collaudo si occupano della norma: in tutto il

mondo, finora sono solo 4

Un discorso completamente diverso vale per il comportamento dei moduli ai Tropici, nei

deserti o in alta montagna. Su questo punto, per ora, le ricerche sono ancora troppo

scarse. Il TÜV Rheinland e il Fraunhofer Institut ISE cercano di indagare questo campo in

un progetto avviato nell’autunno 2006: i due istituti hanno installato vari moduli dello

stesso tipo nel deserto del Negev, in Israele, sulla vetta dello Zugspitze, in Germania, e

nella foresta indonesiana. Nel settore si discute anche della differenziazione delle zone

climatiche. Thomas Krametz dell’Arsenal Research parla di diversi «gradi di severità» con

cui le norme future potrebbero essere implementate, secondo le quali il produttore potrà

sceglierà quali test opzionali eseguire a seconda di dove vorrà vendere i propri prodotti.

Ciò nonostante, la certificazione IEC garantisce uno standard minimo, infatti sempre più

aziende durante le fiere, espongono insieme ai moduli, le varie certificazioni acquisite, per

implementarne l’immagine di qualità e garanzia. Per cui, in assenza di alternative, risulta

sensato, non acquistare, indipendentemente dal prezzo, moduli che ne sono sprovvisti.

5.2 Caratteristiche elettriche : potenza, rendimento e resa

Un altro buon criterio di scelta di un modulo è rappresentato dall’analisi delle

caratteristiche tecniche più rilevanti. Come già accennato, la potenza di un modulo

(Pmax) è il prodotto tra la corrente e la tensione. Questi due valori variano a seconda

dell’irraggiamento: con il cielo terso, il modulo raggiunge una potenza maggiore rispetto a

quando è nuvoloso. Il rendimento (%) è il rapporto tra la potenza e la superficie: maggiore

è il rendimento, tanto maggiore sarà la potenza generabile su una determinata area.

Sia la potenza che il rendimento sono misurati in cosiddette condizioni standard di

collaudo (STC, standard test conditions), ovvero con un irraggiamento di 1.000 W/m², una

temperatura delle celle di 25° e uno spettro luminoso corrispondente a una massa d’aria

di 1,5. I raggi solari che arrivano verticalmente percorrono un tragitto più breve attraverso

l’atmosfera rispetto a quelli obliqui e quindi attraversano una massa d’aria minore; questo

influisce sullo spettro luminoso.

Per motivi tecnici non è possibile produrre moduli fotovoltaici con una potenza

perfettamente costante. Per questo i valori rilevanti sono due: la potenza nominale e la

potenza effettiva. Il primo è il dato indicato dal produttore, il suo valore indica la potenza

elettrica massima attesa dal modulo in condizioni standard di collaudo.

Le stesse condizioni ideali, in realtà non si verificano praticamente mai, ma il valore è

comunque significativo, perché permette di confrontare la potenza di diversi prodotti e

metterla in relazione al prezzo. Per facilitare l’installazione sono consigliabili moduli più

grandi piuttosto che numerosi moduli di taglia piccola, sono quindi da preferire potenze

nominali elevate. La potenza nominale, e pur sempre un valor medio con determinate

tolleranze. Sono ancora diffuse indicazioni come <200wtt ±10%> e spesso si tende a

sfruttare completamente solo la tolleranza verso il basso. Se si considerano anche le

tolleranze di misurazione, è possibile che la potenza reali di un modulo si attesti a un

valore inferiore ai 180W, senza che il cliente se ne possa lamentare. È opportuno, quindi,

scegliere moduli con tolleranze al massimo di ±5% per non incorrere nel rischio di

mismatch, ossia la riduzione della potenza di uscita di una stringa costituita da moduli

connessi in serie, dovuta ad un modulo con caratteristiche inferiori che porta la stringa al

suo valore di potenza.

La potenza effettiva invece viene rilevata per ogni singolo modulo con una lampada allo

xeno («flasher»). Anche questo avviene in condizioni standard di collaudo, motivo per cui

si parla di potenza STC. Il relativo protocollo di misurazione («protocollo» flasher o

«elenco flasher») dovrebbe essere fornito insieme al modulo. Un altro aspetto importante

per il gestore è la differenza tra la potenza nominale e la potenza STC. Il prezzo

d’acquisto, infatti, normalmente è determinato dalla potenza e più precisamente dalla

potenza nominale. Se questa è maggiore del valore effettivo, si finisce per pagare

qualcosa che poi non viene fornito.

Nel caso contrario, cioè quando la potenza STC è maggiore di quella nominale, si riceve

qualche watt gratis.

Naturalmente il rendimento fornisce indicazioni sulla qualità del modulo fotovoltaico.

Questo però consente di mettere a confronto solo i moduli con la stessa tecnologia.

Paragonare un prodotto a film sottile a un modulo cristallino non avrebbe molto senso.

Inoltre molti produttori indica questo valore per le celle utilizzate nel modulo, ma ciò non

è particolarmente rilevante: l’efficienza dell’intera unità, d'altronde, dipende anche dalla

distanza tra le singole celle e dalla distanza delle celle dal bordo del modulo. Inoltre la

potenza non dipende soltanto dalla radiazione solare e dall’efficienza, ma anche dalla

temperatura del modulo, infatti l’efficienza di una cella, e quindi del modulo, diminuisce

all’aumentare della temperatura. Questo effetto è descritto dal coefficiente di potenza

( γ): se il suo valore è vicino allo zero, allora all’aumentare della temperatura, la potenza

del modulo diminuisce solo di poco. Per il silicio cristallino, γ è circa -0,5% per grado

Celsius.

Il gestore, comunque, è interessato soprattutto alla resa, cioè la quantità di chilowattora

di corrente prodotta dal modulo. L’opinione molto diffusa, secondo cui i moduli con il

rendimento più alto sono migliori degli altri e che quindi possono avere un costo più

elevato, non è del tutto corretta. Nel test del magazine PHOTON, il modulo con il

rendimento più basso (First Solar FS-265) è giunto al secondo posto, battuto solo di poco

dal primo classificato (Solarworld Sunmodule Plus SW 210 poly). Il calcolo della resa

avviene nel seguento modo: i moduli, sempre tre dello stesso modello, sono installati in

un’area esterna per evitare ombreggiamenti, differenze di temperatura e influssi dovuti

alla riflessione. Inoltre, sono costantemente sotto carico, ovvero immettono corrente

nella rete.

Ciò nonostante, ovviamente la misurazione deve essere effettuata davanti all’inverter e

non dietro. In caso contrario, l’inverter con i suoi eventuali difetti altererebbe il risultato.

Inoltre, poiché non tutti i moduli armonizzano allo stesso modo con tutti gli inverter, si

determinerebbe uno svantaggio per singoli prodotti testati. Per questo motivo, nel campo

prove di PHOTON i moduli sono collegati all’inverter tramite un convertitore CC/CC e un

bus in CC ( CC: corrente continua).

Durante la procedura di misurazione vera e propria, i moduli sono separati dalla rete per

una frazione di secondo. Così viene registrata la curva caratteristica corrente/tensione

(curva caratteristica I-V) con 2.000 punti di misura. Il prodotto tra corrente e tensione è la

potenza (indicata in watt), che moltiplicata a sua volta per il tempo dà la resa (indicata in

wattora o chilowattora). Dunque, per conoscere la resa, basta registrare un numero

sufficiente di volte la curva caratteristica I-V.

Nel test sulla produzione energetica di PHOTON, la resa è sempre normalizzata in base

alla potenza STC. Questo procedimento cela una piccola iniquità nella valutazione rispetto

a quei produttori che, seppur in modo lodevole, forniscono indicazioni più prudenti sulla

potenza nominale, cui comunque l’acquirente non ha diritto. D’altro canto, normalizzare il

valore in base alla potenza nominale favorirebbe quei produttori che riducono in maniera

consapevole le indicazioni della potenza per ottenere, apparentemente, una resa migliore

negli impianti con i loro moduli. L’aspetto principale del test è la comparabilità, la quale è

assicurata solo se la resa è normalizzata in base alla potenza STC. Per una maggiore

chiarezza nell’acquisto, i moduli fotovoltaici dovrebbero essere forniti sempre con un

protocollo flasher ed essere pagati solo in base alla potenza indicata in quel protocollo.

Soprattutto, la resa specifica riferita al valore misurabile della potenza STC non è solo un

esempio di calcolo, ma anche un indicatore per la maturità tecnologica e la qualità di

fabbricazione del modulo fotovoltaico.

Aldilà delle caratteristiche tecniche, altre variabili possono influenzare la scelta di un

modello rispetto ad un altro, ad esempio la presenza o meno del telaio. Molti modelli

sono disponibili in entrambe le versioni. Quando si rinuncia alla funzione del telaio, non lo

si fa solo per questioni estetiche: può essere un vantaggio soprattutto in caso di una

scarsa inclinazione del tetto, perché in questo modo l’acqua piovana può scorrere senza

impedimenti e rimuovere lo sporco come foglie e la polvere, dalla superficie del modulo.

Inoltre sul bordo del telaio, tende a formarsi del muschio.

La questione dei collegamenti, è solo apparentemente banale : sono preferibili i moduli

precablati con cavi di interconnessione muniti di connettore ad innesto rapido,

completamente isolato e protetto contro contatti indiretti e le inversioni di polarità.

5.3 Conclusione

Una certezza definitiva sulle condizioni produttive di un dato produttore di moduli non

potrà comunque prescindere da una visita prolungata in loco, redditizia solo per gli

acquirenti nell‘ordine di svariati megawatt. Questo è uno dei motivi per cui a un

installatore potrebbe convenire acquistare da un importatore Italiano, a patto che

quest‘ultimo possa dimostrare di aver realizzato i controlli necessari.

Anche la questione della garanzia legale (da non confondere con la garanzia volontaria sul

rendimento) depone a favore di questa soluzione. Infatti, se si verifica un‘anomalia

durante i primi due anni, essa va contestata al rivenditore presso il quale è stato

effettuato l‘acquisto. In questo caso, quindi, il gestore dell‘impianto si rivolge

all‘installatore. Per quest‘ultimo, dovrebbe essere a sua volta più facile gestire un reclamo

con un grossista nazionale, piuttosto che rivolgersi alla ditta cinese sprovvista di filiali

locali; d‘altro canto, ogni intermediario riduce la convenienza del prezzo iniziale.

In ogni caso, l‘installatore farebbe bene a tenere sotto controllo ogni produttore di moduli

chiedendosi che dimensioni ha, di quanta esperienza dispone e quali sono i componenti

prodotti in proprio: chi vuole essere coerente a riguardo, dovrà informarsi molto bene,

pena il rischio di ritrovarsi sul tetto un modulo di un fabbricante italiano o europeo che si

rifornisce di celle cinesi, ad esempio, senza considerare la possibilità che l’intero modulo

provenga dalla Cina.

Tuttavia, o per sfortuna per l’industria europea , la qualità dei moduli cinesi,

(considerando sempre i produttori più noti) non è più discutibile: i moduli asiatici non

sono inferiori a quelli europei, e di questo il mercato se ne è gia accorto.

In definitiva, quindi, la decisione se acquistare un prodotto europeo o di altra

provenienza, rimane una scelta di tipo soggettivo.

Biblografia

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2. Decreto Minesteriale 19 Febbraio 2007: "Disposizioni in materia di detrazioni per

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3. Joint Research Centre “PV STATUS REPORT 2009- Research, Solar Cell Production

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4. PHOTON Il Mensile del fotovoltaico;

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Sitografia

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Analisi Del Mercato Fotovoltaico 2009-2010

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