In Italia, stando ai dati RSE, abbiamo 18,5 GW di potenza fotovoltaica a fine 2014, divisi in circa 650.000 impianti, con oltre il 60% della potenza in installazioni sopra ai 200 kWp. Altre fonti parlano di un installato ancora maggiore, ad esempio ENTSOE stima che siamo oggi a 19,6 GW. Molti di questi impianti ai tempi della corsa a installare spinta dagli incentivi generosi ma calanti, sono stati realizzati in fretta. Inoltre nei primi anni del boom si sapeva molto meno sui possibili problemi che possono far calare la produzione.
Risultato: molte installazioni non stanno mantenendo le promesse sulla produzione su cui sono stati costruiti i business plan. Se questi scostamenti in negativo potevano essere trascurati negli anni delle vacche grasse, ora, dopo i tagli retroattivi dello spalma-incentivi e in generale con le ristrettezze economiche attuali, spremere dalla produzione fino all’ultimo kWh diventa un imperativo.
Chiaro che ci sia molto da fare per gestire al meglio questo immenso patrimonio di impianti esistenti. Lo si capisce dalla massiccia partecipazione che si è avuta oggi a Solarexpo al convegno organizzato sull’O&M&P del parco impianti fotovoltaici. Una sola sala infatti non è bastata per contenere l’afflusso degli operatori, venuti per aggiornarsi su monitoraggio delle performance degli impianti, prevenzione dei cali di produzione, interventi correttivi, adeguamenti alle normative e molto altro.
In questi anni – è l’impressione che si ricava dal convegno – nel nostro Paese si è acquisito un know-how notevole rispetto a pochi anni fa in quanto a operation & maintenance & performance degli impianti. Ad esempio c’è stato un imponente lavoro di ricerca condotto da RSE assieme a vari partner, i cui risultati sono stati presentati da Salvatore Guastella.
Il problema più diffuso, scoperto relativamente di recente si chiama PID, potential induction degradation e può ridurre la potenza di un impianto anche del 65%.
In generale, emerge dalle ricerche RSE, il calo delle prestazioni non sembra variare con l’irraggiamento, la taglia o la localizzazione degli impianti, mentre una differenza la fa la tecnologia: i moduli in film sottile, con l’eccezione di quelli al Tellururo di Cadmio, hanno un scostamento nettamente maggiore tra produzione reale e produzione teorice rispetto a quelli al silicio cristallino (si veda grafico dalla presentazione di Guastella).
(Il grafico mostra la Performance Ratio cioè il rapporto tra il rendimento effettivo e il rendimento teorico dell’impianto, più è vicino al 100%, più efficace sarà il funzionamento dell’impianto. Dando per scontato che il 100% è pressoché irraggiungibile, poiché nel funzionamento dell’impianto fotovoltaico sono inevitabili delle perdite dovute a diverse cause, un Performance Ratio dell’80% indica un impianto di ottima qualità.)
Ma le prestazioni di un impianto possono essere compromesse da molti fattori diversi: ombreggiamenti, sporco, problemi agli inverter e altro ancora. Per fortuna i sistemi di diagnosi, anche preventiva, oggi sono molto evoluti. Dal monitoraggio, fatto con software appositi, ad esempio, si può capire molto di quello che non va e perfino anticipare guasti che ancora non si sono manifestati, ha mostrato nella sua presentazione sulla manutenzione predittiva Giorgio Belluardo dell’IEA-PVPS.
Non mancano poi altri strumenti per individuare anomalie, a partire dai sopralluoghi con droni dotati di termocamere e altri sensori, come si è visto in altri interventi. Identificati i problemi poi si può intervenire: anche il PID in alcuni casi può essere “guarito”.
In Italia è nato un mercato molto evoluto e piuttosto competitivo di servizi di O&M forniti da terzi, come è emerso dagli interventi di vari operatori che hanno parlato di Energy Performance Contract, repowering e ottimizzazione della produzione degli impianti e della sua gestione.
Insomma sembra proprio che ci siano i presupposti perché il gigantesco parco fotovoltaico italiano esistente possa essere sfruttato al meglio, provando a non sprecare neanche un kWh prodotto dal sole.
