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Nuovo obbligo di registrazione dati impianto fotovoltaico sul portale dell’ENEA.

Il beneficio statale della Detrazione Fiscale al 50% sull’Irpef per le Ristrutturazioni Edilizie è rivolto, come noto, anche all’acquisto e installazione di un impianto fotovoltaico domestico, intestato in generale a un soggetto privato (maggiori dettagli nel nostro articolo FV dopo gli Incentivi: Conviene ancora).
Segnaliamo che dal 21 novembre 2018, è stato attivato un apposito sito dell’ENEA (link) in cui è obbligatorio comunicare telematicamente i dati tecnici di alcuni interventi per cui si richiede la succitata Detrazione.

L’acquisto e installazione di un impianto fotovoltaico rientra tra le iniziative per cui vige l’obbligo di trasmissione dei dati all’ENEA.

Nello specifico tutti coloro che nel 2018 hanno richiesto o richiedono la Detrazione Fiscale al 50% per Ristrutturazioni Edilizie inerenti interventi che comportano risparmio energetico e/o utilizzo delle fonti rinnovabili (per gli altri interventi non occorre inviare nulla ad ENEA), dovranno obbligatoriamente trasmettere i dati relativi ad esempio all'impianto fotovoltaico entro 90 giorni dalla data ufficiale di fine lavori dell’intervento (o entro 90 giorni dal collaudo).
Per coloro che richiedono la Detrazione al 50% per le opere la cui fine lavori ricada in data precedente al 21 novembre 2018 (giorno di apertura dell’apposito sito ENEA) i termini temporali dell’obbligo decorrono dal 21 novembre 2018 quindi la registrazione dovrà avvenire entro e non oltre il 19 febbraio 2019.

L’ENEA segnala che fra gli interventi che comportano risparmio energetico e/o utilizzo delle fonti rinnovabili per cui vige l’obbligo comunicativo si annoverano:

• IMPIANTI FOTOVOLTAICI;
• POMPE DI CALORE PER CLIMATIZZAZIONE DEGLI AMBIENTI ed eventuale adeguamento dell’impianto;
• INSTALLAZIONE O SOSTITUZIONE DI COLLETTORI SOLARI (SOLARE TERMICO) per produzione di acqua calda sanitaria e/o riscaldamento ambienti;
• SOSTITUZIONE DI GENERATORI DI CALORE CON CALDAIE A CONDENSAZIONE per riscaldamento ambienti (con o senza produzione di acqua calda sanitaria) o per la sola produzione di acqua calda per una pluralità di utenze ed eventuale adeguamento dell’impianto;
• SOSTITUZIONE DI GENERATORI DI CALORE CON GENERATORI DI CALORE AD ARIA A CONDENSAZIONE ed eventuale adeguamento dell’impianto;
• SISTEMI IBRIDI (CALDAIA A CONDENSAZIONE E POMPA DI CALORE) ed eventuale adeguamento dell’impianto;
• MICROCOGENERATORI (Pe<50kWe);
• SCALDACQUA A POMPA DI CALORE;
• GENERATORI DI CALORE A BIOMASSA;
• INSTALLAZIONE DI SISTEMI DI TERMOREGOLAZIONE E BUILDING AUTOMATION;
• SISTEMI DI CONTABILIZZAZIONE DEL CALORE NEGLI IMPIANTI CENTRALIZZATI per una pluralità di utenze;
• SERRAMENTI COMPRENSIVI DI INFISSI (riduzione della trasmittanza dei serramenti comprensivi di infissi);
• COIBENTAZIONI DELLE STRUTTURE OPACHE (trattasi di strutture opache verticali quali pareti esterne, orizzontali e inclinate come le coperture o anche dei pavimenti);
• Grandi elettrodomestici destinati all'arredo dell'immobile oggetto di ristrutturazione.

Il precedente elenco sottintende che il portale ENEA permette, attraverso un unico invio, la comunicazione non solo dei dati dell’installazione dell’impianto fotovoltaico ma, contestualmente, anche quella di tutti gli altri interventi inclusi nella precedente lista. Nel caso si voglia dunque richiedere o si sia richiesta la Detrazione al 50% oltre che per il fotovoltaico, anche per altre opere soggette all’obbligo trasmissivo, la comunicazione dei dati all’ENEA sarà comunque univoca e contestuale all’unica trasmissione.

I dati generali che il sito dell’ENEA richiede in fase comunicativa (indipendentemente dal tipo di intervento) sono:

• l’anagrafica del soggetto richiedente inclusiva di un indirizzo email (non PEC) usato tra l’altro anche per la registrazione dell’utente al portale ENEA (si dovrà scegliere pure una password di accesso a piacimento);

• i dati dell’immobile oggetto dell’intervento quali:
   - ubicazione esatta dell’edificio;
   - dati catastali (foglio, particella, sub);
   - titolo di possesso dell’immobile (fra Proprietario o comproprietario, Detentore o codetentore, Familiare convivente con il possessore o con il detentore e Condominio);
   - superficie utile (calpestabile) in metri quadri dell'immobile oggetto dell'intervento (per superficie utile si intende la superficie netta calpestabile di un edificio, esclusi quindi i muri interni. La superficie utile del vano scala va computata nella superficie utile totale unicamente se il vano scala risulta riscaldato. Deve essere presa in considerazione la superficie relativa al solo immobile nel quale è stato realizzato l’intervento);
   - numero unità immobiliari che compongono edificio;
   - numero di unità immobiliari oggetto dell’intervento;
   - tipologia edilizia (da scegliere fra: Edifici in linea e condominio oltre i tre piani fuori terra, Edificio a schiera e condominio fino a tre piani, Costruzione isolata (mono e plurifamiliare), Edificio industriale, artigianale e commerciale, Altro);
   - se l’immobile, nella situazione prima dell’intervento, è dotato di impianto di riscaldamento e/o impianto di condizionamento;
   - l’anno di costruzione dell’immobile (anche stimato).

Per quanto concerne le informazioni richieste che riguardano l’installazione di impianto fotovoltaico si tratta invece di comunicare:

• Potenza di picco in kWp;
• Sito di installazione dell’Impianto (Tetto piano, tetto a falda o facciata verticale);
• Esposizione: N - NE - E - SE - S - SO - O - NO;
• Inclinazione in gradi.

Per maggiori informazioni invitiamo i nostri lettori ad accedere al sito informativo dell’ENEA disponibile a questo link ove sono presenti anche i collegamenti al file pdf della guida generale al Bonus per ristrutturazioni edilizie (link) nonché al manuale rapido per la comunicazione dei dati degli interventi sul sito dell’ENEA (link).

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Il decreto FER1, ufficialmente "D.M. 4 luglio 2019", è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 186 del 9 agosto 2019 ed è entrato in vigore il 10 agosto 2019.

E’ possibile scaricare il Decreto FER1 (“D.M. 4 luglio 2019”), così come pubblicato in Gazzetta, al termine del presente articolo. Il 12 agosto 2019 e il 23 agosto 2019 sono stati inoltre pubblicati due documenti inerenti il Decreto che sono rispettivamente la Delibera ARERA 341/2019/R/efr e il documento del GSE "Regolamento Operativo per l’iscrizione ai Registri e alle Aste del DM 4 luglio 2019".

Al termine dell’articolo Bitt regala inoltre ai propri lettori un utile foglio di calcolo per calcolare facilmente la tariffa incentivante spettante in base alle regole introdotte nel decreto FER1.

Fra le novità del decreto FER c’è quella dell’inclusione del fotovoltaico fra le fonti di energia incentivabili.
Gli impianti fotovoltaici, infatti, erano stati sempre esclusi nei precedenti decreti FER degli anni scorsi e l’ultima incentivazione fotovoltaica risale al cosiddetto Quinto Conto Energia terminato nell’ormai lontano luglio 2013.

In questo articolo ci soffermeremo a descrivere e chiarire in sintesi alcuni dei punti più importanti contenuti nel nuovo decreto FER1; nel seguito rappresenteremo i meccanismi dedicati alla richiesta di incentivazione per impianti fotovoltaici inferiori ad 1 MW (1 mega Watt) di potenza.  

 

AMBITO DI APPLICAZIONE

Il Decreto incentiva diverse fonti energetiche tra le quali, le più importanti risultano quella eolica e fotovoltaica (appartenenti al cosiddetto gruppo A).
Citiamo non a caso tali due fonti perché, come si vedrà, l’accesso agli incentivi sarà soggetto ad iscrizione ad un registro in cui le richieste di incentivo di impianti eolici e fotovoltaici condivideranno la stessa graduatoria ovvero le stesse risorse limitate in potenza in kW. In altri termini si assegneranno gli incentivi alle richieste a registro che risulteranno fra le prime posizioni della graduatoria e via via a scendere fino al termine delle risorse stesse; le valutazioni sui limiti di potenza saranno considerate separatamente per ciascuno dei gruppi che identificano le varie tipologie di fonti rinnovabili. Il gruppo A, come detto racchiude fotovoltaico ed eolico mentre il gruppo A-2 contempla il solo fotovoltaico in sostituzione di coperture in amianto; esiste anche il gruppo B e quello C dedicati ad altre fonti e a diversi interventi.

Gli impianti fotovoltaici incentivabili sono quelli con una taglia in potenza almeno superiore a 20 kWp.

 

PERIODO DI INCENTIVAZIONE

Il Decreto si riferisce al periodo 2019-2021; nello specifico l’accettazione delle richieste di incentivo cesserà al raggiungimento della prima fra le seguenti due date:

      • 30 ottobre 2021 (data di chiusura dell’ultima apertura d’iscrizione al registro);
      • data di raggiungimento di un costo indicativo annuo medio degli incentivi di 5,8 miliardi di euro l'anno, calcolato secondo determinate modalità stabilite dal Decreto considerando anche i costi dell'energia da impianti fotovoltaici incentivati dal Decreto stesso; il raggiungimento di tale data è comunicato, con delibera, dall'ARERA, sulla base degli elementi forniti dal GSE.

 

DURATA E CONGELAMENTO DELL'INCENTIVAZIONE

Il periodo di diritto agli incentivi è fissato in 20 anni a partire dalla data di entrata in esercizio dell’impianto; gli eventi calamitosi o eccezionali, definiti e stabiliti dallo Stato, sospendono ovvero congelano l’incentivazione fino al ripresentarsi di condizioni ordinarie.
L’incentivo è sospeso ovvero congelato anche nelle ore in cui si registrano prezzi zonali orari pari a zero, per un periodo superiore a 6 ore consecutive. Il periodo di diritto ai meccanismi incentivanti è conseguentemente calcolato al netto delle ore totali in cui si è registrata tale sospensione. La stessa disposizione si riferisce al caso in cui si registrino prezzi negativi, quando saranno introdotti nel regolamento del mercato elettrico italiano.
L’incentivo non è riconosciuto anche nel periodo temporale pari a quello intercorrente fra la data di entrata in esercizio dell’impianto e la data della presentazione della documentazione al GSE nel solo caso in cui tale domanda sia stata inoltrata dopo 30 giorni dalla data di entrata in esercizio dell'impianto stesso.

 

DEFINIZIONI, PRODUZIONE LORDA E NETTA

Per gli impianti fotovoltaici il Decreto stesso nonché la Delibera ARERA 341/2019/R/efr (pubblicata il 12 agosto 2019) e il documento del GSE "Allegato A DEFINIZIONI - Regolamento Operativo per l’iscrizione ai Registri e alle Aste del DM 4 luglio 2019" (del 23 agosto 2019), stabiliscono alcune definizioni di Energia tra cui quelle di:
"energia elettrica effettivamente immessa in rete",
"produzione netta di energia elettrica" e
"produzione netta immessa in rete"
quest’ultima pari al valore minimo tra le prime due definizioni.
In breve l’energia elettrica effettivamente immessa in rete è l’energia elettrica lorda prodotta ed immessa dall’impianto nel punto di connessione alla rete ridotta di alcuni coefficienti di perdita convenzionali che nello specifico valgono il 5,2% per connessioni in bassa tensione e il 2,3% per connessioni in Media Tensione).
La produzione netta di energia elettrica invece è la produzione lorda dell’impianto fotovoltaico diminuita dell’energia elettrica assorbita dai servizi ausiliari di centrale, delle perdite nei trasformatori principali e delle perdite di linea fino al punto di connessione dell’energia alla rete elettrica. Essa è calcolata secondo quanto previsto dall’articolo 22, comma 3, del decreto interministeriale 6 luglio 2012. Di fatto tale articolo 22 comma 3 non cita affatto gli impianti fotovoltaici (il legislatore non deve essersi accorto di tale svista) per cui presumibilmente e per analogia noi ci riferiremo piuttosto al D.M. 5 luglio 2012 (Quinto Conto Energia) emanato il giorno precedente al citato D.M. 6 luglio 2012. Il D.M. 5 luglio 2012 definiva le perdite convenzionali pari all’1% per impianti su edifici.

In sostanza le definizioni citate influiscono di fatto sul valore effettivo dell’incentivo che, rispetto a quello presente sul testo del Decreto 4 luglio 2019, va diminuito di una certa percentuale. Nello specifico la riduzione può essere stabilita proprio pari al 5,2% per connessioni in bassa tensione ed al 2,3% per connessioni in Media Tensione.

La tabella coi valori dell’incentivo che seguirà in questo nostro articolo, terrà sempre conto delle due riduzioni sopraccitate.

 

REGISTRI PER TUTTI, CONDIZIONI OBBLIGATORIE PER L'ISCRIZIONE

Si accede ai meccanismi incentivanti previa obbligatoria iscrizione, per tutti, in appositi registri nei limiti di specifici contingenti di potenza. Sono ammesse solo richieste inerenti impianti fotovoltaici di nuova costruzione.

Gli impianti hanno accesso agli incentivi a condizione che i relativi lavori di realizzazione risultino, dalla comunicazione di inizio lavori trasmessa all'amministrazione competente, avviati dopo l'inserimento in posizione utile nelle graduatorie. In altri termini non si potranno iscrivere impianti i cui lavori siano già iniziati al momento dell’apertura iscrizione ai registri.

Per l’iscrizione al registro sono richiesti inoltre i titoli abilitativi alla costruzione e all'esercizio dell'impianto di cui all'articolo 4 del decreto legislativo n.28 del 2011, ivi inclusi i titoli concessori, ove previsti, ed il preventivo di connessione alla rete elettrica che dovrà essere stato accettato in via definitiva (con l’inclusione dei relativi oneri di accettazione).

Sarà obbligatoria anche la registrazione dell’impianto sul sistema GAUDI' che dovrà essere validata dal gestore di rete. Prima di inoltrare richiesta di accesso agli incentivi il soggetto responsabile è tenuto ad aggiornare, se del caso, i dati dell’impianto su GAUDI' e quindi evidentemente ad attendere la nuova validazione da parte del gestore di rete.
NOTA GAUDI': in base alle tempistiche del TICA (Testo Integrato delle Connessioni attive) ciò si traduce in tempi ulteriori di attesa per il produttore; nello specifico dopo l’accettazione del preventivo del gestore di rete, il gestore di rete deve pre-inserire i dati dell’impianto in GAUDI' entro 5 giorni lavorativi; solo successivamente (e dopo l’ottenimento delle autorizzazioni) il produttore può registrare l’impianto fotovoltaico in GAUDI'.
A questo punto il gestore di rete, entro 15 gg lavorativi dalla registrazione in GAUDI' da parte del produttore, verifica che i dati riportati nell'anagrafica impianto di GAUDI' siano coerenti con quelli comunicati dal richiedente in fase di richiesta della connessione; se tutto è ok il gestore di rete procede quindi entro 15 giorni lavorativi a validare i dati riportati nell'anagrafica impianto di GAUDI' (abilitando il richiedente alla registrazione delle UP <unità di produzione> sul GAUDI') e solo da questo momento in poi perciò si può considerare l’impianto VALIDATO.
Ciò premesso l’introduzione di questa condizione nel Decreto comporta dei potenziali tempi di attesa di almeno 20 giorni lavorativi (circa un mese) prima di aver validato da parte del gestore di rete l’impianto in GAUDI'; naturalmente questo sempre se tutto vada bene altrimenti coi rimpalli di botta e risposta fra gestore e produttore, potrebbero trascorrere potenzialmente anche 2-3 mesi!

Gli impianti a terra ubicati in aree agricole NON sono incentivati; il Decreto definisce "impianto fotovoltaico con moduli collocati a terra" un impianto per il quale i moduli non sono fisicamente installati su edifici, serre, barriere acustiche o fabbricati rurali, né su pergole, tettoie e pensiline.

Gli incentivi del Decreto FER1 2019 sono ALTERNATIVI all'accesso ai meccanismi dello Scambio Sul Posto e del Ritiro Dedicato.

Il testo del Decreto recita: non sono ammissibili alle procedure di registro interventi di potenziamento di un impianto, che seguano ad altri interventi di potenziamento eseguiti sullo stesso impianto nell'ambito delle procedure di registro svolte ai sensi del presente decreto, qualora con l’ultimo intervento di potenziamento si pervenga a un incremento complessivo della potenza dell’impianto pari o superiore a 1 MW. In caso di più interventi di potenziamento sullo stesso impianto, devono trascorrere almeno tre anni tra l’uno e l’altro intervento.
Il primo capoverso relativo ai potenziamenti sembrerebbe essere rivolto ai soli potenziamenti incentivati ai sensi del presente Decreto FER 1 ma analizzando il secondo capoverso effettivamente si potrebbe pensare che invece ci si rivolga anche a tutti i potenziamenti effettuati in passato sugli impianti (potenziamenti incentivati o meno realizzati prima dell'uscita del Decreto FER1); ciò è ipotizzabile dal momento che il Decreto FER 1 incentiva per un periodo di 3 anni esatti dunque non sarebbe tecnicamente possibile attendere i 3 anni del secondo capoverso per incentivare nuovamente col Decreto FER1. Sembrerebbe dunque che in generale si debbano attendere 3 anni di funzionamento dall'ultimo potenziamento (anche se non incentivato con il presente Decreto FER 1).
E’ evidente che sono necessari chiarimenti (auspicabili nelle Regole Tecniche/Applicative del GSE).

All’atto dell’iscrizione al registro, pena l’esclusione dalla graduatoria, è necessario il versamento al GSE di un contributo dovuto per le spese di istruttoria pari a 100€ per potenze P>20 e ≤50 kWp; 180€ per P>50 e ≤200 kWp; 600€ per P>200 e ≤1000 kWp (iva 22% escl.); il contributo non viene rimborsato (anche se non si entra in graduatoria).

 

CAUZIONI FIDEIUSSORIE (P > 100 KW)

Per potenze superiori a 100 kW è previsto il versamento di una CAUZIONE fideiussoria provvisoria per l’iscrizione al registro di 10 €/kW di potenza nonché di una cauzione definitiva da prestare in caso di classificazione utile a registro pari a 20 €/kW.
Se non si entra in graduatoria la cauzione provvisoria viene restituita in 15 giorni dalla pubblicazione del registro.
Se si entra in posizione utile, entro 90 gg dalla pubblicazione del registro, occorre versare la cauzione definitiva ed entro 15 gg dal versamento della definitiva, quella provvisoria viene restituita. Nel caso non si versi per tempo la cauzione definitiva si perdono sia la cauzione provvisoria che l’iscrizione utile in graduatoria a registro.
La cauzione definitiva viene restituita entro un mese dalla data di entrata in esercizio dell'impianto. Coloro che rientrano in classifica ma poi rinunciano a realizzare l’impianto o non lo realizzano entro 25 mesi (30 mesi nel caso di smaltimento amianto) dalla data di pubblicazione della specifica graduatoria, perdono la cauzione definitiva; si ottiene la restituzione del 70% della cauzione definitiva se la comunicazione di rinuncia avviene entro 6 mesi dalla pubblicazione della graduatoria mentre si recupera il 50% se la comunicazione avviene fra 6 e 12 mesi.

Nello specifico, in fase di richiesta di accesso al registro, i soggetti richiedenti trasmettono al GSE:
a) la cauzione provvisoria, con durata non inferiore al 120° giorno successivo alla data di comunicazione di esito della procedura, a garanzia della qualità del progetto;
b) l'impegno a prestare la cauzione definitiva a garanzia della realizzazione degli impianti e a trasmettere la medesima cauzione entro 90 giorni dalla pubblicazione con esito positivo della graduatoria.

La cauzione definitiva deve essere prestata sotto forma di fideiussione.

La cauzione, che deve essere di durata annuale automaticamente rinnovabile, è costituita a favore del GSE a titolo di penale in caso di mancato rispetto dei termini per l'entrata in esercizio dell'impianto medesimo e restituita entro un mese dalla data di entrata in esercizio dell'impianto. La cauzione così prestata deve essere incondizionata ed a prima richiesta e deve espressamente contenere la rinuncia del beneficio alla preventiva escussione del debitore principale e il pagamento entro trenta giorni a semplice richiesta del GSE.
La cauzione definitiva è svincolata alla data di stipula del contratto di diritto privato con il GSE.

 

PERIODI DI APERTURA ISCRIZIONE AI REGISTRI

Il GSE pubblicherà più bandi relativi alle procedure di iscrizione a registro ovvero ci saranno diverse procedure nel corso di determinati periodi e ciascuna procedura avrà uno specifico limite di contingenza di potenza a cui si potrà beneficiare.
La potenza disponibile varierà per ogni procedura e l’eventuale potenza non aggiudicata in un bando si sommerà a quella prevista nel bando successivo e così via.

 

MECCANISMI DI RIALLOCAZIONE DELLA POTENZA NELLE PROCEDURE

Il GSE nell'ambito delle procedure di registro applica, nell'ordine, i seguenti meccanismi di riallocazione della potenza.
1. Per gli impianti a registro, qualora le richieste valide di uno dei gruppi A e B siano inferiori al contingente e, contestualmente le richieste valide di iscrizione dell'altro gruppo siano superiori al contingente, la potenza non utilizzata del primo gruppo è trasferita al contingente del secondo gruppo in modo da scorrerne la graduatoria.
2. A decorrere dalla seconda procedura, la potenza messa a disposizione in ogni gruppo è quella indicata nella tabella precedente, sommata a quella eventualmente non aggiudicata nella precedente procedura, tenendo conto della previa applicazione del meccanismo di cui al punto 1 precedente.

 

DOCUMENTAZIONE DA TRASMETTERE AL GSE AI FINI DELL'ISCRIZIONE ALLE PROCEDURE

Le richieste, presentate e redatte in forma di dichiarazione sostitutiva (ai sensi degli articoli 46 e 47 del DPR n. 445 del 2000) saranno composte da una serie di documenti atti a comprovare il possesso:

      • dei requisiti minimi necessari all'iscrizione ai registri;
      • delle eventuali caratteristiche indispensabili ai fini dell’applicazione dei criteri di priorità nella formazione della graduatoria.

 

TARIFFE INCENTIVANTI E DECURTAZIONI VOLONTARIE

L’incentivo è fisso per 20 anni e si applica alla sola energia prodotta immessa in rete quindi la parte di produzione fotovoltaica sottratta della quota direttamente autoconsumata. Non si incentiva perciò (come in quasi tutti i vecchi conti energia) l’intera energia prodotta dall'impianto, un’eccezione è rappresentata dal caso di smaltimento amianto come indicato in un paragrafo successivo di questo articolo nonché dal bonus dedicato a impianti fino a 100 kWp che riguarda l'energia autoconsumata.

La tariffa spetta agli impianti iscritti in posizione utile nelle procedure di registro.

Il valore dell’incentivo in euro/kWh è calcolato partendo dalla tariffa base di riferimento, decurtandola dell’eventuale valore percentuale di ribasso offerto dal produttore al momento dell’iscrizione al registro.
L’offerta al ribasso ha senso perché rappresenta un criterio migliorativo ai fini del piazzamento nelle prime posizioni del registro. La percentuale di ribasso (facoltativa) può essere fino ad un massimo del 30% della tariffa base. Offrire percentuali di ribasso alte è un modo per aumentare la probabilità di piazzamento utile nel registro.

 

TERMINE MASSIMO PER ENTRARE IN ESERCIZIO E ULTERIORI RIDUZIONI DELLE TARIFFE INCENTIVANTI

Si accede all'incentivo ottenuto da una procedura di iscrizione a registro solo se l’impianto entra in esercizio al massimo entro 25 mesi (o 30 mesi nel caso di smaltimento amianto) dalla data della specifica pubblicazione della graduatoria viceversa l’incentivo decade; gli impianti nella titolarità delle Pubbliche Amministrazioni hanno ulteriori 6 mesi in più per poter entrare in esercizio. Tali termini sono da considerare al netto dei tempi di fermo nella realizzazione dell'impianto e delle opere connesse, derivanti da eventi calamitosi che risultino attestati dall'autorità competente, e da altre cause di forza maggiore riscontrate dal GSE.

L’incentivo è inoltre ridotto in tutti i seguenti casi (quindi eventualmente cumulabili fra loro):

      • -1% ALL'ANNO PER ENTRATA IN ESERCIZIO DOPO 15 MESI DALLA PUBBLICAZIONE DEL REGISTRO
        Nel caso in cui l’impianto entri in esercizio dopo più di 15 MESI dalla positiva data di pubblicazione in graduatoria del registro, si applica OGNI ANNO una riduzione percentuale della tariffa pari all'1% di quella base; trascorsi altri 12 mesi dalla pubblicazione si applica dunque nuovamente una riduzione dell’1% e così via;
      • -0,5% AL MESE FINO AD ENTRATA IN ESERCIZIO SE ATTIVAZIONE IMPIANTO SUPERIORE A 19 MESI (O 24 MESI PER SOSTITUZIONE AMIANTO) DALLA PUBBLICAZIONE DEL REGISTRO
        Nel caso in cui l’impianto entri in esercizio dopo più di 19 MESI (O 24 MESI PER SOSTITUZIONE AMIANTO) dalla positiva data di pubblicazione in graduatoria del registro, si applica una decurtazione sulla tariffa pari allo 0,5% per ogni mese di ritardo. La riduzione viene applicata mensilmente nel limite massimo di 6 mesi di ritardo;
      • -5% PER IMPIANTI ENTRATI IN ESERCIZIO DOPO 25 MESI (O 30 MESI PER AMIANTO) REISCRITTI IN ALTRO REGISTRO (LE PUBBLICHE AMMINISTRAZIONI HANNO ULTERIORI 6 MESI IN PIÙ)
        Gli impianti pubblicati in graduatoria utile che non entrano in esercizio entro 25 mesi (o 30 mesi per amianto) [LE PUBBLICHE AMMINISTRAZIONI HANNO ULTERIORI 6 MESI IN PIÙ] ovvero quelli che decadono dal beneficio e che vengono poi successivamente riammessi con altra procedura ai meccanismi di incentivazione, subiscono una riduzione del 5% della tariffa base spettante applicabile alla data di entrata in esercizio dell'impianto.
        La riduzione del 5% NON viene applicata se per tali impianti entro 6 mesi dalla data di pubblicazione utile in graduatoria, il produttore comunica al GSE la rinuncia all'iscrizione al registro.
      • RIDUZIONE NEL CASO DI OTTENIMENTO DI CONTRIBUTI IN CONTO CAPITALE
        Il limite massimo di eventuale contributo in conto capitale compatibile con l’ottenimento dell’incentivo è pari al 40% del costo dell’investimento.
        Nel caso di ottenimento di tale contributo in conto capitale la tariffa incentivante base è ridotta di una percentuale “X” ottenibile dalla seguente formula: X(%)=(CC(%) × 26)/40; dove CC(%) è per l’appunto il contributo in conto capitale in termini percentuali sul costo dell’investimento.
        Ad esempio con un contributo in conto capitale del 20% la riduzione dell’incentivo base è del 13% ottenuto moltiplicando 20 per 26 e dividendo il risultato per 40;
      • TRASFERIMENTO A TERZI DI UN IMPIANTO ISCRITTO NEI REGISTRI
        Il trasferimento a terzi di un impianto iscritto nei registri prima della sua entrata in esercizio e della stipula del contratto di diritto privato con il GSE ai sensi dell'articolo 24, comma 2, lettera d), del decreto legislativo n. 28 del 2011, comporta la riduzione del 50% della tariffa base spettante.
      • -20% DI RIDUZIONE DELLA TARIFFA BASE DI RIFERIMENTO PER USO COMPONENTI RIGENERATI
        Gli impianti per la cui realizzazione sono impiegati componenti rigenerati, hanno una tariffa di riferimento (Tb) ridotta del 20%. Il Decreto definisce componente rigenerato un componente già utilizzato che a seguito di lavorazioni specifiche, se necessarie, viene riportato alle normali condizioni di operatività.

 

INCREMENTO INCENTIVO, PREMIO PER BONUS SMALTIMENTO AMIANTO

La versione di settembre 2018 del Decreto FER ha introdotto il nuovo gruppo A-2 che racchiude i soli impianti i cui moduli fotovoltaici sono installati in sostituzione di coperture di edifici o di fabbricati rurali su cui è operata la completa rimozione dell'eternit o dell'amianto.
La superficie dei moduli non può essere superiore a quella della copertura rimossa.
Gli impianti appartenenti al gruppo A-2 saranno in competizione nei registri in modo esclusivo senza condividere cioè le risorse di potenza massima incentivabile con altri impianti fotovoltaici, eolici o altre fonti; ciò aumenterà la possibilità di accesso agli incentivi ovvero di piazzamento utile in graduatoria.
Il gruppo A-2 ovvero chi effettua la rimozione dell’amianto e installa il fotovoltaico, ha diritto ad un premio pari a 0,012 €/kWh SU TUTTA L’ENERGIA PRODOTTA (non solo su quella immessa).
Per merito del BONUS AMIANTO ci sarà dunque un’incentivazione sull’energia di 1,20 centesimi di euro/kWh su tutta l'energia prodotta così come avveniva per i vecchi conti energia (dal secondo al quarto).
Il GSE renderà note le condizioni specifiche, anche relative alle corrette modalità di rimozione e smaltimento dell'eternit e dell'amianto, per accedere al premio.
Il premio non è cumulabile con altri incentivi pubblici aventi analoga finalità.
Chi smaltisce l’amianto avrà inoltre 5 mesi di tempo in più dalla pubblicazione della graduatoria per poter connettere l’impianto e non perdere gli incentivi.

 

INCREMENTO INCENTIVO, PREMIO PER AUTOCONSUMO AD IMPIANTI SU EDIFICI FINO A 100 kWp

La versione del 23 gennaio 2019 del Decreto FER-1 ha introdotto il nuovo BONUS che incide sull’energia autoconsumata pari a 0,0099 €/kWh (valore già decurtato dell’1% riferito all’autoconsumo netto); il Premio è dedicato agli impianti fino a 100 kWp di potenza realizzati su edifici (la tariffa è compatibile con l’eventuale bonus per smaltimento amianto di 0,012 €/kWh su tutta l’energia prodotta).
NOVITÀ del 9 luglio 2019: il premio per autoconsumo sarà riconosciuto a condizione che, su base annua, l’energia autoconsumata sia superiore al 40% della produzione netta dell'impianto.

 

AGGREGATI

Alle procedure dei registri possono accedere anche aggregati costituiti da più impianti, situati sul suolo italiano, appartenenti al medesimo gruppo e di potenza unitaria superiore a 20 kW, purché la potenza complessiva dell'aggregato sia inferiore a 1 MW. Ai fini del decreto, rileva la potenza complessiva dell'aggregato.
Gli aggregati devono perciò essere formati da impianti TUTTI appartenenti al gruppo A (che racchiude fotovoltaico ed eolico) oppure TUTTI appartenenti al gruppo A-2 (che raggruppa i fotovoltaici con sostituzione di amianto).
L’eventuale motivazione a raggruppare le iscrizioni al registro in un’unica registrazione può derivare dal desiderio di un miglior piazzamento nelle classifiche dei registri dal momento che gli aggregati risultano per l’appunto uno dei criteri di formazione della graduatoria.
Gli aggregati partecipano come un unico impianto alle procedure di registro, sulla base della potenza complessiva dell’aggregato, offrendo una unica riduzione percentuale della tariffa di riferimento.
In fase di ammissione agli incentivi, ciascun impianto, facente parte dell’aggregato e risultato in posizione utile nella relativa graduatoria, presenta autonoma istanza al GSE.

 

CRITERI DI PRIORITA' PER LA FORMAZIONE DELLE GRADUATORIE NEI REGISTRI

Il GSE forma e pubblica la graduatoria sul suo sito, secondo i seguenti criteri di priorità, da applicare in ordine gerarchico, a ciascuno dei gruppi, fino a saturazione della potenza assegnata allo specifico gruppo per quella procedura:

      • per il gruppo A: impianti realizzati su discariche chiuse e ripristinate, lotti di discariche chiusi e ripristinati, cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento estrattivo, nonché su aree, anche comprese nei siti di interesse nazionale, per le quali sia stata rilasciata la certificazione di avvenuta bonifica ai sensi dell'art. 242, comma 13, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 ovvero per le quali risulti chiuso il procedimento di cui all'art. 242, comma 2, del medesimo decreto legislativo;
      • per il gruppo A2: impianti realizzati, nell'ordine, su scuole, ospedali, altri edifici pubblici;
      • per tutti i gruppi: impianti connessi in parallelo con la rete elettrica e con colonnine di ricarica di auto elettriche, a condizione che la potenza complessiva di ricarica sia non inferiore al 15% della potenza dell'impianto e che ciascuna colonnina abbia una potenza non inferiore a 15 kW;
        BITT OFFRE UNA PENSILINA FOTOVOLTAICA DOTATA DI STAZIONE DI RICARICA AUTO ELETTRICHE CHE RIENTRA A PIENO IN TALE SPECIFICA, PER SAPERNE DI PIÙ VAI A QUESTO LINK;
      • per tutti i gruppi: aggregati di impianti;
      • per tutti i gruppi: maggiore riduzione percentuale offerta sulla tariffa base di riferimento;
      • per tutti i gruppi: minor valore della tariffa spettante, calcolata tenendo conto dalla riduzione percentuale offerta; per gli aggregati, in riferimento a questo criterio di priorità, si utilizza il valore massimo risultante dall’applicazione della riduzione percentuale a ciascun impianto appartenente all’aggregato;
      • per tutti i gruppi: anteriorità della data di completamento della domanda di partecipazione alla procedura di iscrizione al registro.

Sono ammessi all'incentivazione gli impianti rientranti nelle graduatorie, nel limite dello specifico contingente di potenza. Nel caso in cui la disponibilità del contingente per l'ultimo impianto ammissibile sia minore dell'intera potenza dell'impianto è facoltà del soggetto accedere agli incentivi per la quota parte di potenza rientrante nel contingente.

 

DETERMINAZIONE EFFETTIVA DEGLI INCENTIVI

Il Decreto 4 luglio 2019 illustra come vengono calcolati effettivamente gli incentivi distinguendo fra impianti al di sotto o sopra i 250 kWp.

Gli impianti non superiori a 250 kWp possano optare o meno per la richiesta al GSE di quella che viene chiamata tariffa onnicomprensiva To e che, nel caso di scelta di quest’ultima, la tariffa sia determinata come

To = Tb

dove Tb, è la tariffa incentivante base sulla produzione netta immessa in rete.

Per impianti sopra 250 kWp e per quelli inferiori che non scelgono la tariffa omnicomprensiva, il GSE provvede alla determinazione dell'incentivo Inuovo applicando la seguente formula:

Inuovo = Tb - Pz

dove Tb è la tariffa incentivante base sulla produzione netta immessa in rete nonché, qualora l'impianto abbia partecipato con esito positivo a una procedura del registro, ridotta della percentuale aggiudicata nella medesima procedura (nel caso di offerte di decurtazioni); Pz è il prezzo zonale orario, della zona in cui è immessa in rete l'energia elettrica prodotta dall'impianto.
Nell'articolo 7 comma 7 il Decreto afferma che qualora il valore di Inuovo sia positivo il GSE eroga gli importi dovuti mentre nel caso in cui il predetto valore risulti negativo, il GSE conguaglia o provvede a richiedere al soggetto responsabile la restituzione o corresponsione dei relativi importi.

 

INCENTIVO FER1 2019: MERCATO ELETTRICO E CONTRATTI BILATERALI PER IMPIANTI SOPRA 250 kWp

Gli impianti non superiori a 250 kWp che non scelgono la citata tariffa onnicomprensiva o quelli sopra 250 kW che non possono usufruirne, non potendo accedere allo Scambio sul Posto o al Ritiro Dedicato, potranno vendere l’energia elettrica immessa in rete attraverso il mercato libero.
Per gli impianti fotovoltaici medio piccoli che decidono di voler accedere agli incentivi FER1 2019 è la prima volta, dai passati conti energia, che nasce tale necessità.
L’opzione di vendita al mercato libero sarà di fatto una scelta obbligata per tutti coloro che non hanno un autoconsumo elevato e riversano nelle rete elettrica di distribuzione gran parte dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico.
Chi autoconsuma fino al 90-95% dell’energia prodotta potrebbe anche decidere di non stipulare alcun contratto sul mercato libero e accontentarsi dei benefici economici da risparmio energetico legato all’autoconsumo oltre che, per l’energia rimanente ceduta in rete, dell’incentivo FER; l’incentivo in tal caso sarà probabilmente piuttosto esiguo (vista la decurtazione del prezzo zonale orario Pz sulla tariffa base) ma anche l’energia ceduta in rete risulterà modesta in confronto a quella autoconsumata.
Viceversa, ai produttori con autoconsumo inferiore al 90-95% della produzione, converrà sommare all’incentivo FER per l’energia immessa, anche il valore di vendita dell’energia sul mercato libero. Tale scelta sarà in ogni caso consigliata anche a tutti coloro che non hanno autoconsumi costanti durante l’anno o, in generale, ai produttori che non hanno certezza di continuare ad avere alti livelli di autoconsumo per gli anni futuri.
La vendita attraverso il mercato libero può essere espletata in due differenti modi:

      • vendendo l’energia immessa in rete alla Borsa Elettrica (in sostanza il mercato elettrico organizzato dal GME - Gestore dei Mercati Energetici);
      • cedendola a un grossista mediante la cosiddetta contrattazione bilaterale stipulata sul cosiddetto mercato non regolamentato.

A causa dell’elevata complessità di gestione del mercato, la vendita diretta dell’energia in borsa è consigliabile solo ai produttori che possiedono grandi impianti fotovoltaici (superiori a 1-10 MW) e che cedono gran parte dell’energia prodotta. La Borsa Elettrica rappresenta un mercato regolamentato dell'energia elettrica che in Italia è gestito dal GME. Somiglia in grossa parte alle tradizionali borse finanziarie e in esso operano, oltre ai grandi produttori ed agli investitori, anche ad esempio il GSE, numerosi trader e grossisti.
Per tutti gli altri produttori è consigliabile optare per la vendita di energia attraverso i contratti bilaterali stipulati con determinati TRADER/GROSSISTI DI ENERGIA ELETTRICA i quali provvedono all’acquisto e remunerazione diretta dell’energia. Il prezzo di vendita e le quantità sono negoziate liberamente tra le parti contraenti cioè produttore e trader; questi ultimi provvedono poi a regolare con Terna tutti gli altri corrispettivi relativi al servizio di dispacciamento dell'energia. Tale tipo di vendita diretta è quella più raccomandata per piccoli e medi produttori in quanto molto più semplice rispetto al piazzamento sul Mercato Elettrico.
I contratti bilaterali sono sempre più frequenti ultimamente in quanto permettono ai trader (gli acquirenti) di spuntare dai produttori prezzi dell'elettricità più bassi rispetto a quelli sul mercato.

 

CUMULABILITA' DELL'INCENTIVO (SUPERAMMORTAMENTO AL 130%)

L’incentivo del Decreto FER1 2019 non è cumulabile con altri incentivi pubblici comunque denominati fatte salve alcune casistiche che si invita ad approfondire viste le specificità.

In particolare un’eccezione riguarda gli altri incentivi pubblici non eccedenti il 40% del costo dell'investimento, nel caso di impianti di potenza fino a 200 kWp e quelli non eccedenti il 30%, nel caso di impianti di potenza elettrica fino a 1 MW.

Tale eccezione contemplerebbe dunque il superammortamento al 130% nel caso permanga anche al 2019.

 

EMANAZIONE DA PARTE DEL GSE DELLE REGOLE APPLICATIVE AL DECRETO FER1 2019

Entro 15 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto FER-1, il GSE dovrà pubblicare apposite procedure applicative, ivi incluso il regolamento operativo per le procedure di iscrizione al registro.

 

FRAZIONAMENTO DELLA POTENZA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

Il Decreto rimanda al DM 23 giugno 2016 in merito al concetto di frazionamento della potenza degli impianti chiarendo che più impianti alimentati dalla stessa fonte, nella disponibilità del medesimo produttore o riconducibili, a livello societario, a un unico produttore e localizzati nella medesima particella catastale o su particelle catastali contigue si intendono come unico impianto, di potenza cumulativa pari alla somma dei singoli impianti. Il D.M. 4 luglio 2019 precisa che farà fede lo stato identificativo delle particelle catastali alla data del 1 gennaio 2018.
Il GSE verifica la sussistenza di elementi indicativi di un eventuale artificioso frazionamento della potenza degli impianti (che costituisce violazione del criterio dell'equa remunerazione degli investimenti secondo cui gli incentivi decrescono con l'aumentare delle dimensioni degli impianti).
In tale ambito, il GSE può valutare anche, come possibile elemento indicativo di un artato frazionamento, l'unicità del nodo di raccolta dell'energia prodotta da impianti riconducibili a un medesimo soggetto, identificando tale nodo con la stessa cabina o linea MT nel caso di connessioni in media tensione. Tali specificazioni eviteranno perciò, come spesso accedeva in passato, di frazionare in taglie più piccole un impianto fotovoltaico al fine di accedere, per ciascuna singola installazione, a tariffe e condizioni più vantaggiose.
NOTA: ai fini della costituzione di un aggregato, gli impianti che ricadano nelle condizioni che descrivono gli "artati frazionamenti" sono considerati come un unico impianto.

 

Scarica qui il testo del Decreto FER 1 ("D.M. 4 luglio 2019"), così come pubblicato in Gazzetta.

 

BITT ti regala il foglio di calcolo necessario a determinare facilmente la tariffa spettante risultante, in base alla taglia e ad altre caratteristiche dell’impianto fotovoltaico. SCARICALO A QUESTO LINK.

 

 

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La diffusione su grande scala delle auto elettriche è ormai imminente, nessuno può negarlo. Eppure c’è ancora un ultimo ostacolo da superare non del tutto evidente, seppur banale, alla loro volata finale.

La crescita del mercato dei veicoli elettrici è associata, tra l’altro, alla diminuzione dei costi di tali autovetture, costi che, a loro volta, dipendono, in un circolo vizioso, proprio dall'espansione delle vendite degli stessi veicoli elettrici.

 

BATTERIE RICARICABILI DELLE AUTO

Il prezzo di un’auto ad energia elettrica è oggi perlopiù legato a quello delle sue batterie che incidono all'incirca per il 50-70 percento sul costo del veicolo finale.
Nuove scoperte scientifiche e tecnologie per l’accumulo di energia elettrica (o di energia in genere), oggigiorno vengono spesso annunciate e sbandierate; grandi aziende e multinazionali proclamano con enfasi le rivoluzionarie innovazioni possibili grazie ai loro studi. Ognuna delle nuove batterie ricaricabili annunciate diventa promessa di possibile risoluzione di tutti gli attuali problemi legati all'accumulo energetico: prezzo, tempi e capacità di ricarica, peso, ingombro...
Ad ogni modo, di fatto, tutte queste tecnologie ad oggi prendono vita solo nei laboratori, sono perciò ancora in fase di sviluppo e per affermarsi sul mercato richiederanno ancora alcuni anni. Quello che non è ben chiaro è quanti di questi anni dovremo ancora attendere: 5, 10, 20 anni? La riflessione dovrebbe poi includere (per chi ci crede) i tempi di attesa creati e dettati ad hoc dalle presunte lobby del petrolio che hanno interesse a trarre i massimi profitti dai loro giacimenti di fonti fossili per poter estrarre con guadagno fino all'ultima goccia di petrolio o frammento di carbone.

 

AUTO ELETTRICA: ACQUISTARLA PER MOTIVI ETICI E NON SOLO

Le fonti fossili, citate non a caso, introducono una motivazione all'acquisto di un veicolo elettrico che spesso dimentichiamo e che, se si riflette, dovrebbero surclassare di gran lunga tutte le altre valutazioni: il nostro comportamento etico e green, le emissioni zero, la salvaguardia dell’ambiente, del mondo in cui viviamo e in cui vivranno i nostri figli (e lo diciamo senza alcuna banale retorica, strombazzata fin troppo ultimamente).
Dobbiamo però fare i conti con il concreto, viviamo in un mondo in cui non tutti hanno una sensibilità green e soprattutto non tutti ce l’hanno insieme ad una contemporanea ampia disponibilità economica (pensando all'acquisto dell’auto elettrica, evidentemente non ancora alla portata di tutti).

Il portafoglio insomma è importante e ci fa tornare a bomba al discorso iniziale del cane che si morde la coda: la partenza e vera diffusione del mercato dei veicoli elettrici legata ai loro costi e viceversa.

Eppure la motivazione etica dovrebbe vincere tali riflessioni specie perché, fatto un primo investimento iniziale sull'acquisto, esso va considerato a lungo termine. Agli indubbi vantaggi dell’assenza di emissioni di anidride carbonica nell'ambiente, si aggiunge infatti la considerazione che il prezzo delle auto elettriche viene poi in parte compensato dai costi di alimentazione e manutenzione inferiori: un veicolo elettrico è decisamente più semplice meccanicamente rispetto ad uno tradizionale con motore a scoppio e il prezzo euro per chilometro percorso è almeno dimezzato rispetto a veicoli diesel o benzina.

 

AUTONOMIA: DOVE FACCIO RIFORNIMENTO?

Ciò premesso, accantonato e motivato in parte il fattore economico, veniamo al punto focale dell’articolo specificando un ulteriore elemento che si aggiunge alla relazione (interdipendente) fra costi e diffusione sul mercato delle auto elettriche.
Il fattore di cui stiamo parlando è tecnico e diventa fondamentale alla proliferazione dei veicoli elettrici, addirittura più di quello economico e si tratta della necessità di una capillare diffusione sul territorio di stazioni o colonnine di ricarica elettrica.

Le batterie ricaricabili di cui sono dotate le macchine elettriche presenti attualmente sul mercato (basate di fatto tutte sull'elemento Litio) hanno infatti la particolarità (salvo rare eccezioni) di non avere capacità energetiche di accumulo tali da poter permettere lunghi viaggi; chi viaggia percorrendo parecchi chilometri, sia al giorno che saltuariamente, potrebbe effettivamente avere dei banali (ma seri) problemi di autonomia. Le auto elettriche in circolazione al momento hanno un’autonomia media di 200 chilometri, qualcuna pure meno e altre (poche a dire il vero) di più, fino a 400 km. Raffrontando tali autonomie a quelle di auto tradizionali (a diesel/benzina) esse sembrerebbero non essere poi così piccole ma, come detto, la riflessione è da incentrare sulla diffusione di colonnine di ricarica elettrica sul territorio nazionale.

Esistono diversi siti per visualizzare le stazioni con colonnine di ricarica elettriche più vicine alla nostra zona; giusto per segnalarne due possiamo citarvi: www.colonnineelettriche.it e www.goelectricstations.it.
Vi invitiamo a consultare i due citati portali per avere un’idea di quello che stiamo qui sostenendo: dai siti si nota che il confronto fra la diffusione delle colonnine elettriche rispetto alla presenza dei distributori di carburante tradizionale (diesel e benzina) è a dir poco imbarazzante.
In Italia sono installate circa 700 colonnine di ricarica a uso pubblico e/o semipubblico (quest’ultimo rivolto a clientela di centri commerciali/negozi/strutture ricettive, ecc.); il numero è in continua espansione tuttavia risulta attualmente del tutto insufficiente a giustificare e a far partire un rigoglioso, giusto ed etico mercato dei veicoli elettrici.

Accantonato dunque il prezzo dell’auto elettrica e messe da parte, per ora, le motivazioni etiche (zero emissioni) e di effettiva analisi a lungo termine dei veri vantaggi economici (riduzione costi di carburante e manutenzione), se acquistassimo un’auto elettrica potremmo trovarci, dipendentemente delle nostre soggettive esigenze e necessità, di fronte alla realtà piuttosto pratica, quanto banale, di restare letteralmente a piedi. Il problema non è perciò assolutamente da sottovalutare.

Attualmente i principali realizzatori di stazioni e colonnine di ricarica elettrica pubblica sono i distributori/gestori di energia elettrica nonché società private. Enel, nel novembre 2017 ha presentato un progetto nazionale che prevede l'installazione di 14 mila colonnine di ricarica elettrica per veicoli entro il 2022, di cui già 2500 nel 2018 e 7 mila nel 2020; si parla di un investimento tra i 100 e i 300 milioni di euro per realizzare una rete capillare su tutta la penisola.
Enel ha inquadrato da tempo proprio la problematica legata al punto centrale del nostro articolo e l’entità del loro investimento deve far riflettere ancora di più sull'importanza della presenza di colonnine elettriche, vera chiave di volta alla diffusione dei veicoli elettrici a discapito (finalmente!) del mercato inquinante delle auto tradizionali a combustione.

 

RICARICA PUBBLICA IN ZONE ISOLATE

Come scritto, Enel sta prevedendo la realizzazione di colonnine di ricarica, tuttavia, perlomeno nelle fasi iniziali, essa si concentrerà e localizzerà sulle grandi arterie autostradali ed extraurbane nonché su grandi città.
La presenza di stazioni di ricarica in piccoli borghi e frazioni delocalizzate, invece, potrebbe risultare uno scoglio ancora difficile da affrontare. Tale problematica in particolare emerge ad esempio in tutte quelle località di importanza storica e/o artistica dotate di attrazioni turistiche: recarsi con un lungo viaggio in tali zone potrebbe rischiare di far rimanere a piedi i turisti disincentivandoli alla visita stessa. Anche in presenza di strutture ricettive sul posto (ad esempio ristoranti) dotati di colonnine di ricarica, le stesse probabilmente non sarebbero adeguate a permettere una ricarica sufficiente per affrontare il viaggio di ritorno; i punti di ricarica semipubblici, dedicati ai clienti di strutture ricettive, nella stragrande maggioranza dei casi, non sono infatti dotati di colonnine a ricarica veloce e ciò deriva da motivazioni tecniche: le prestazioni di colonnine di una stazione di ricarica pubblica, dedicata interamente e ad hoc a tale servizio, non possono paragonarsi a quelle fornite (spesso gratuitamente) da un ristorante alla sua clientela.

 

MOBILITA' ELETTRICA: DAVVERO ETICA?

Tornando alle motivazioni etiche legate all'acquisto di un’auto elettrica c’è da puntualizzare e precisare meglio cosa si intende per emissioni zero. Un veicolo ad energia elettrica è alimentato da tale energia anziché da inquinanti combustibili fossili (diesel/benzina). L’elettricità è un vettore energetico perfettamente pulito e NON inquinante tuttavia essa può essere prodotta in determinati modi e se si impiega la combustione del carbone per generarla è ovvio che il discorso emissioni zero è piuttosto ridicolo e fuorviante. Non si tratta di parole retoriche, né tantomeno accattivanti perché paradossali: probabilmente non tutti lo sanno ma oggi si produce ancora energia elettrica tramite la combustione; è così: nel ventunesimo secolo ancora bruciamo (letteralmente) gas, petrolio, derivati del petrolio e soprattutto, in quantità assolutamente rilevante, il carbone! Continuiamo a farlo come in passato perché tali sostanze rappresentano fonti già presenti in natura e prontamente disponibili per l’uomo. Il progresso, inoltre, ha reso possibili migliori e più sofisticate tecniche ed attrezzature di estrazione; il progresso dimentica però l’inquinamento forse perché tale progresso è guidato da rapidi interessi economici piuttosto che da motivazioni etiche a lungo termine.

E così è bene che magari Enel installi una rete capillare di colonnine di ricarica elettrica ma occorrerebbe in realtà, proprio per le predette motivazioni green, pensare soprattutto alla fonte da cui si ricava l’energia elettrica destinata ad alimentare e muovere le auto.

 

LA MOBILITA' ELETTRICA REALMENTE SOSTENIBILE

La nostra Penisola è ricca di una materia prima di energia unica, rinnovabile, gratis e pulita: il SOLE.
Pensare di progettare e realizzare una stazione di ricarica di auto elettriche deve porci già da ora, oggi, la questione etica sulla fonte da cui deriva l’elettricità. Produrla ad esempio con centrali idroelettriche (non inquinanti), anziché con la combustione di carbone, è sicuramente un passo avanti, ma non basta!
La stazione di ricarica, infatti, raramente sarà localizzata nei pressi della centrale di produzione di energia elettrica e le linee e i cavi di collegamento fra centrale e colonnine rappresentano una sorta di inquinamento sia a livello di impatto visivo, sia, soprattutto, energetico in termini di perdite elettriche e dispersioni lungo le condutture.
Una vera stazione di rifornimento di energia elettrica green, etica, sostenibile e rinnovabile, dovrebbe produrre essa stessa energia elettrica in loco e mediante fonti rinnovabili per fornirla direttamente ai veicoli elettrici lì parcheggiati.

 

STAZIONE DI RICARICA GREEN

Le stazioni di carburanti tradizionali nel nostro Paese sono dotate, nella stragrande maggioranza dei casi, di pensiline/tettoie (o strutture simili) che fungono da copertura e riparo dalla pioggia/sole della stazione di rifornimento vera e propria; spesso hanno ampie zone asfaltate e a volte parcheggi e allora perché non pensare a stazioni di ricarica elettrica con pensiline e/o tettoie con coperture dotate di pannelli fotovoltaici? Perché non pensare di riprogettare tutti i parcheggi e dotarli di colonnine di ricarica alimentate da pensiline fotovoltaiche che permetterebbero un rifornimento elettrico diretto dal sole al motore?
Parliamo di parcheggi perché la ricarica elettrica non è veloce come quella di carburante tradizionale (limiti delle attuali batterie) e perché un’auto generalmente è parcheggiata per un tempo compatibile con quello della ricarica elettrica dunque i parcheggi, già presenti o da realizzare ad hoc, sono i migliori indiziati per un progetto davvero etico e sostenibile di stazione di ricarica green.

 

L’OCCASIONE, OGGI, DI PRENDERE LA STRADA BUONA CHE PORTA AL FUTURO

In passato abbiamo commesso molti errori che hanno rovinato irrimediabilmente l’ambiente perciò la nostra salute; siamo poi corsi a blandi rimedi affrettandoci e spendendo molte più risorse (economiche e non) per cercare di riparare i danni. Abbiamo riflettuto (tardi) sul nostro agire senza disciplina e, maledicendoci, abbiamo spesso pensato all'impossibile opportunità di tornare indietro nel tempo per intraprendere strade diverse, più etiche. Oggi siamo di nuovo giunti ad un bivio fondamentale per il futuro; non continuiamo a sbagliare, proviamo a non commettere più sempre gli stessi errori; impariamo dal passato: abbiamo OGGI un’opportunità unica di agire con criterio, la differenza sulle modalità di azione sembra minima ma non lo è affatto.

Realizzare stazioni di ricarica ad esempio fotovoltaiche su parcheggi esistenti o da creare, probabilmente sarà oggi un po’ più costoso che farlo con le sole colonnine (come stanno realizzando le grandi società su autostrade e grandi arterie); è chiaro che non sempre le auto avranno come fonte diretta di rifornimento il fotovoltaico delle pensiline nei pressi delle auto stesse (pensiamo alla notte o ad una giornata nuvolosa); forse un tale progetto e un’iniziativa simile non avranno tempi di rientro economici meritevoli di valutazione secondo i canoni bancari del momento; forse sì, non ci saranno vantaggi immediati; il denaro, certo, stavolta non sarà sporco maledetto e subito. Ma valutiamo l’occasione che ci si sta proponendo dinanzi: di parcheggi fotovoltaici con colonnine di ricarica elettrica oggigiorno, nel nostro territorio, se ne vedono raramente; è il momento giusto per prendere la strada buona anziché la più facile, breve ma SBAGLIATA. Tali iniziative vanno viste, come detto per le stesse auto elettriche, a lungo termine: i vantaggi green, etici, e non solo, devono essere la vera motivazione alla loro scelta.

C’è di più perché mentre una ricarica elettrica generalmente ha comunque un costo legato al prezzo euro per chilowattora elettrico (seppur inferiore a diesel o benzina), fare invece un rifornimento di giorno, a partire da un impianto fotovoltaico localizzato proprio nei pressi dell’auto elettrica, ha un costo di 0 (zero) euro per chilowattora. Ecco che i vantaggi etici tornano come in sogno a conciliarsi con quelli economici.

E l’impianto fotovoltaico casalingo può seguire lo stesso approccio delle pensiline fotovoltaiche con colonnine di ricarica elettrica su parcheggi pubblici: ricaricando di giorno la propria auto elettrica nell'autorimessa di casa si otterrà anche in quel caso un rifornimento a costo zero.
Viaggiare in auto con un carburante a costo zero, non è sempre stato in fondo uno dei sogni di tutti?

 

VALORIZZAZIONE DEI BORGHI CON LA MOBILITA' ELETTRICA

Riprendendo il discorso dei vantaggi per borghi e zone di interesse artistico, per quanto detto, la presenza di una stazione di ricarica elettrica in una località turistica, per giunta alimentata direttamente da fonte solare fotovoltaica, potrebbe farla preferire dai turisti con auto elettriche rispetto ad un’altra zona priva di ricarica e ciò sia per motivi etici che per motivi pratici.
In altri termini, realizzare colonnine di ricarica anche in zone disagiate, delocalizzate, piccoli borghi o paesi di provincia, permetterebbe una valorizzazione del territorio stesso, anche al fine di permetterne e/o aumentarne un rientro economico in termini di turismo e visibilità.

 

CONCLUSIONI

Ricapitolando col nostro articolo abbiamo riflettuto sulla necessità di realizzare una moltitudine di stazioni di ricarica elettrica al fine di creare effettivi vantaggi e motivazioni pratiche all'acquisto di un’auto ad energia elettrica; la diffusione dei veicoli elettrici è infatti in relazione uno a uno con l’incremento dei punti per la loro ricarica così come lo è la riduzione dei costi di acquisto delle auto; la motivazione etica però si realizza solo con un’oculata analisi delle fonti di provenienza dell’energia elettrica e realizzare parcheggi con pensiline fotovoltaiche dotate di stazioni di ricarica auto può ad esempio soddisfare tale necessità.

La mobilità elettrica perciò acquista un vero significato solo se essa è legata a motivazioni green ed etiche:
realizzare stazioni di ricarica elettrica alimentate da fonti rinnovabili diventa la vera sfida e necessità di un futuro della mobilità elettrica perché sarà proprio la motivazione etica a trasformare il legame costi-diffusione veicoli elettrici da circolo vizioso a circolo virtuoso.

La diffusione di colonnine non basta: occorre pure che esse siano sostenibili!

 

 

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In ambito di impianti fotovoltaici per le abitazioni, negli ultimi tempi si parla di sistemi di accumulo energetico. Se ne discute ultimamente perché dal 2014 e, di fatto, in modo più chiaro a giugno 2017, è stata emanata la normativa che regola tali sistemi e le modalità di connessione degli stessi alla rete elettrica nazionale.
Prima di allora l’accumulo era conosciuto e quasi sempre presente principalmente negli impianti fotovoltaici cosiddetti ad isola ovvero quelli completamente scollegati dalla rete elettrica nazionale, localizzati in aree isolate, non servite dalla rete elettrica e/o difficilmente raggiungibili (baite, isole, ecc.) ma anche in situazioni particolari come nelle barche, nei camper, nelle stazioni di rilevamento meteo, ecc. Di seguito descriveremo i sistemi di accumulo energetico fotovoltaico connessi in rete (grid connected), tralasciando invece quelli ad isola.

 

VANTAGGI DEI SISTEMI DI ACCUMULO FOTOVOLTAICI E AMBITO DI UTILIZZO

In un impianto fotovoltaico i vantaggi dell’introduzione dei sistemi di accumulo di energia elettrica sono:

aumento dell’autoconsumo;

• possibilità di avere una riserva di energia elettrica di emergenza da utilizzare (in modo automatico) in caso di blackout della rete elettrica così da non rimanere “al buio”.

Si parla di accumulo energetico riferendosi ad impianti fotovoltaici per le abitazioni anziché a grossi impianti su stabilimenti industriali (spesso energivori), proprio perché ambedue i vantaggi citati derivano (salvo eccezioni) da esigenze che sorgono proprio all'interno delle tipiche utenze domestiche o condominiali. L’autoconsumo infatti è un problema più sentito in un’abitazione piuttosto che in un grosso stabilimento industriale perché i momenti in cui i fabbisogni energetici e la produzione fotovoltaica coincidono (aumento dell’autoconsumo) sono meno probabili in casa piuttosto che in un’azienda con turno lavorativo che avviene solitamente di giorno (quando l’impianto fotovoltaico ha la massima produzione). Il secondo vantaggio citato (avere un sistema di emergenza contro i blackout) è anch'esso generalmente rivolto alle abitazioni anziché ai grossi stabilimenti produttivi in quanto questi ultimi, visti i fabbisogni di gran lunga più consistenti rispetto alle case, hanno spesso già dei gruppi elettrogeni di emergenza e sostituirli con un sistema di accumulo sarebbe troppo oneroso e ingombrante (grosso numero di batterie); c’è di più: un sistema di accumulo fotovoltaico non dev'essere dedicato a risolvere il solo problema del blackout pensandolo solamente come un sistema di fornitura di energia elettrica di emergenza dal momento che la relativa piccola probabilità dei fenomeni di blackout non giustifica i costi delle batterie anche in relazione alla loro durata di vita. Per tali specifiche necessità, tra l’altro, esistono invece appositi sistemi noti con l’acronimo UPS (Uninterruptible Power Supply) che non sono da confondere con i sistemi di accumulo di questo articolo; gli UPS infatti entrano in funzione automaticamente solamente in caso di blackout e non sono programmati per funzionare in parallelo con la rete elettrica (non forniscono mai energia alla rete elettrica); inoltre lo scopo degli UPS è quello di protezione delle apparecchiature contro “sbalzi” e “buchi” di tensione di rete di qualche secondo (al massimo alcuni minuti) e infatti non possiedono generalmente batterie con grosse capacità di accumulo.

 

SISTEMI DI ACCUMULO ENERGETICO GRID CONNECTED

I sistemi di accumulo energetico connessi in rete, spesso abbreviati in ESS (Energy Storage Systems), sono essenzialmente composti da una o più batterie (realizzate con varie tecnologie, generalmente basate sull'elemento Litio) e da apparati per la logica di controllo e gestione; questi ultimi coordinano i cicli di ricarica e scarica delle batterie garantendo che essi avvengano in modo appropriato; assicurano inoltre il rispetto delle normative inerenti la connessione alla rete elettrica nazionale (norme CEI 0-21 e CEI 0-16 principalmente).

La logica di controllo di tali sistemi, tra le altre funzioni, quando se ne verificano le condizioni, consente di ricaricare le batterie direttamente dall'impianto fotovoltaico impiegando l’energia in esubero rispetto ai nostri istantanei fabbisogni; il flusso prioritario dell’energia elettrica prodotta dal sole sarà sempre quello diretto all'autoconsumo ovvero ai nostri fabbisogni istantanei, se ce ne sono; se i fabbisogni sono inferiori rispetto alla quota di energia istantaneamente prodotta dal fotovoltaico, l’energia in surplus invece di essere ceduta in rete viene utilizzata per ricaricare le batterie; una volta che queste sono cariche, l’energia prodotta che supera i nostri fabbisogni tornerà a seguire il normale percorso di cessione alla rete elettrica e potrà essere perciò valorizzata col meccanismo di scambio sul posto (già visto nel nostro articolo Lo Scambio Sul Posto per Impianti FV).
Il sistema di gestione poi, in modo “intelligente”, renderà disponibile l’energia elettrica caricata nelle batterie proprio quando ne avremo bisogno cioè sia quando l’impianto fotovoltaico non ce ne fornisca a sufficienza, sia quando questo non stia producendo, ad esempio in tarda sera e/o notte.
La conseguenza di ciò sarà l’aumento dell’autoconsumo e quindi un vantaggio in termini economici specie, come già scritto, per le abitazioni o comunque nei casi in cui i fabbisogni energetici cadono temporalmente nei momenti in cui l’impianto fotovoltaico non produce o produce poco; si tratta di fatto proprio della situazione di una famiglia tipo i cui componenti di giorno sono al lavoro/scuola mentre di sera tornano a casa ed hanno bisogno di energia elettrica. I sistemi di controllo generalmente coordinano i flussi energetici affinché le batterie di giorno si “carichino” con l’energia dell’impianto fotovoltaico e di notte/sera restituiscano tale energia; tale comportamento si ripete però anche in tutti quei casi/momenti, non legati alla sola alternanza notte/giorno in cui non ci sia coincidenza fra produzione fotovoltaica e istantanea necessità di energia elettrica.

I sistemi di controllo e gestione permettono infine, per determinate tipologie di ESS, di avere a disposizione dell’energia elettrica delle batterie (se precedentemente cariche) nei momenti in cui c’è assenza di energia elettrica dalla rete nazionale (blackout) trasformando perciò il sistema di accumulo in un vero e proprio apparato di alimentazione di emergenza, come un gruppo elettrogeno, con il vantaggio di non doverlo rifornire di diesel o benzina.

 

AUMENTO DELL'AUTOCONSUMO

Nel nostro articolo L'Autoconsumo in un Impianto FV, abbiamo visto quanto sia vantaggioso riuscire a sfruttare direttamente, quanto più possibile, l’energia prodotta istantaneamente dall'impianto fotovoltaico (l’autoconsumo per l’appunto); i ricavi derivanti dalla valorizzazione economica dell’energia da noi prodotta e ceduta in rete con il meccanismo di Scambio Sul Posto non sono infatti paragonabili ai ben più alti benefici monetari indiretti legati al mancato prelievo di energia dalla rete elettrica; l’autoconsumo ricordiamo essere la quota di energia di cui abbiamo avuto a disposizione senza che essa sia stata pagata in bolletta (perché prelevata direttamente dal nostro impianto fotovoltaico).
La differenza economica tra il valore di un kWh direttamente autoconsumato rispetto al valore di quello ceduto in rete (e valorizzato con lo Scambio Sul Posto) non è fissa come visto nel nostro articolo Lo Scambio Sul Posto per Impianti FV (ricordiamo che dipende dal confronto in kWh fra produzione annuale del fotovoltaico e nostri fabbisogni, entrambi su base annuale); tuttavia, nei casi più comuni, il valore monetario del kWh autoconsumato (in euro/kWh) è mediamente doppio rispetto al valore del kWh ceduto; se ne deduce che con un sistema di accumulo che dall'energia prodotta col fotovoltaico incrementi la parte di energia autoconsumata rispetto a quella ceduta, si incrementano anche i vantaggi economici.

 

VALUTAZIONI ECONOMICHE E PUNTI CRITICI DI UN ESS: LE BATTERIE

Nel paragrafo precedente si è scritto che avere delle batterie aumenta la quota di autoconsumo e perciò i rientri economici di un impianto fotovoltaico.
Ma non tutto è oro quello che luccica: prima di acquistare un sistema di accumulo occorre determinare attentamente i reali vantaggi economici relazionandoli alle necessità ed agli stili di vita ovvero ai fabbisogni energetici personali; è necessario perciò considerare in dettaglio i tempi di rientro che, a causa del costo maggiorato di un impianto fotovoltaico con accumulo, potrebbero essere più lunghi rispetto a quelli di un impianto fotovoltaico privo di batterie. Alle considerazioni economiche andranno naturalmente aggiunte pure quelle funzionali inerenti il già citato vantaggio della possibilità di disporre di un sistema di alimentazione di soccorso in caso di blackout.
L’analisi dei tempi di rientro dell’acquisto di un impianto fotovoltaico con accumulo è più difficile rispetto a quella di un normale impianto fotovoltaico a causa della numerosità di flussi e situazioni energetiche che possono presentarsi sulle batterie sia di giorno in giorno che di ora in ora durante l’arco di una specifica giornata. Una valutazione esatta e dettagliata è spesso quasi impossibile da realizzare perché in presenza di batterie, le personali e soggettive necessità dei fabbisogni di energia elettrica in un’abitazione e i loro cambiamenti nel corso delle ore e dei vari giorni dell’anno influenzano molto di più gli studi di fattibilità rispetto al caso di assenza di batterie; l’analisi infatti dipende molto proprio dalla variazione istante per istante dei fabbisogni e tale variabilità influenza molto i conteggi economici a differenza del caso di un impianto fotovoltaico senza accumulo in cui si ragiona invece in termini di medie annuali (sia sui fabbisogni che sulla produzione solare) producendo risultati più attendibili.
Il punto critico nell'analisi di fattibilità tecnico-economica è la batteria (il suo costo) e il tempo di vita utile della stessa che viene dichiarato generalmente sia in anni assoluti che in numero di cicli di vita (cicli di carica/scarica); proprio quest’ultimo parametro è influenzato dalla variabilità dei propri fabbisogni di energia elettrica: più essi variano nel tempo, più aumentano i cicli di carica/scarica e quindi diminuisce la durata assoluta (in anni) delle batterie.
Un sistema di accumulo, date le attuali tecnologie, presenta dei costi legati sostanzialmente proprio alle batterie il cui prezzo, di fatto, risulta al momento non del tutto irrilevante.
Da quanto scritto sulla difficoltà di analisi energetica e quindi della determinazione di esatti tempi di rientro economici, consigliamo di valutare con attenzione l’adozione di sistemi di accumulo per l’impianto fotovoltaico nel caso in cui il fattore economico sia la motivazione predominante all'acquisto. In altri termini, in caso di dubbi, incertezza nelle analisi o bassi gradi di affidabilità delle analisi stesse, sconsigliamo l’adozione di un sistema di accumulo, perlomeno al momento, in attesa di eventuali nuove tecnologie delle batterie che permetteranno bassi costi a parità di caratteristiche.
La predetta prudenza è ancora più giustificata se si considerano anche i tempi di vita medi stimati delle batterie: in assenza di una garanzia scritta dei costruttori di batterie su tali tempistiche, potrebbero anche rendersi necessarie costose e non previste operazioni di manutenzione straordinaria per un nuovo acquisto dei pacchi batterie in sostituzione di quelli esausti; la prematura e inattesa operazione di sostituzione, effettuata prima dei tempi di rientro, andrebbe a sballare l’intera analisi economica allungando di conseguenza i tempi di rientro stessi.
Consigliamo quindi di verificare sempre la presenza di garanzie scritte sul tempo di vita e sui cicli di vita delle batterie. Inoltre è bene affidarsi ad un costruttore affidabile, dalla fama consolidata e preferibilmente che si occupi anche di altro oltre all’accumulo: richiedere l’applicazione di una garanzia magari fra 3 anni ad un produttore che non esiste più (o in fase di dissesto) è ovviamente inutile.

 

TIPOLOGIE DI BATTERIE NEGLI ESS E LORO DURATA DI VITA

La durata di vita di una batteria (non della sua carica) è intesa come il periodo temporale trascorso il quale può rendersi necessario sostituirla, dipende da molti fattori ma i più determinanti sono i cicli di utilizzo (i già citati cicli di vita) e, seppur in modo inferiore, la temperatura di funzionamento (a maggior temperatura corrisponde minor periodo di vita).
I parametri (spesso garantiti) forniti come dati di targa dai costruttori di batterie per indicarne la loro durata sono i già riportati tempo di vita e numero di cicli di vita (cycle life).
Per quest’ultimo parametro non c’è una definizione standard chiaramente definita o normata; ad ogni modo solitamente per “ciclo” si intende un singolo periodo “completo” di carica e scarica della batteria; il numero di “cicli di vita” è inteso invece come il quantitativo di “cicli” che la batteria è in grado di sopportare prima che la sua capacità si riduca al di sotto dell’80% rispetto a quella dichiarata originariamente (ad esempio una batteria che in origine dichiarava una capacità energetica di 10 kWh dopo il numero di cicli di vita non riuscirà più ad immagazzinare tutti e 10 i kWh ma solo 8 kWh).
In realtà al fine del conteggio dei cicli di vita anche i cicli di carica/scarica “intermedia” e non solo i cicli “completi” devono essere considerati; si potrebbe affermare che nel conteggio da effettuarsi ai fini del raggiungimento dei cicli di vita di una batteria, un ciclo di carica/scarica “completo” influirà e verrà conteggiato come “unitario” mentre un ciclo parziale influirà magari un po’ di meno dell’unità (ma dovrà comunque essere conteggiato).
Il tempo di vita, espresso solitamente in anni, indica in termini assoluti il periodo, trascorso il quale, i parametri iniziali di targa della batteria, specie la sua capacità, non sono più garantiti e solitamente peggiorano; da notare che il tempo di vita inizia dalla data di costruzione della batteria e non dal momento del suo primo funzionamento; è da porre attenzione quindi alla data di fabbricazione delle batterie (solitamente marchiata nelle loro carcasse esterne) soprattutto per non rischiare di acquistare accumulatori magari rimasti in magazzino da molto tempo prima della vendita.

I due parametri tempo di vita e cicli di vita sono fra di loro indipendenti: il primo che temporalmente si verifica porta di fatto a considerare la batteria fuori dalle condizioni garantite dal costruttore. In altri termini una batteria che ad esempio abbia un tempo di vita di 3 anni e un numero di cicli di vita pari a 1000, se venisse usata solo per una decina di cicli di carica/scarica ma fosse stata costruita da 4 anni, avrebbe già raggiunto il teorico termine di vita funzionale; allo stesso modo la stessa batteria costruita da meno di 1 anno e che avesse già effettuato 1200 cicli di carica/scarica avrebbe raggiunto comunque anche in questo caso il suo teorico termine di vita funzionale.
Trascorso il numero di cicli di vita o il tempo di vita, la batteria solitamente inizia un processo di invecchiamento piuttosto veloce e in breve le sue caratteristiche di capacità si riducono tanto da rendere inutilizzabile la batteria stessa.

Le batterie più impiegate per i sistemi di accumulo domestici sono quelle agli ioni di litio (Li-Ion) e quelle Litio Ferro Fosfato (LiFePO4), note anche con l’acronimo "LFP"; per queste ultime i costruttori dichiarano prestazioni migliori in termini di tempo di vita e cicli di vita ma di contro i costi sono spesso più che doppi rispetto alle ioni di litio.
Valori medi tipici di durata per le batterie agli ioni di litio sono: tempo di vita di 2-3 anni, cicli di vita pari a 1000; per le batterie LFP vengono invece dichiarati tempi di vita di circa 10 anni e numero di cicli di vita di 2000.
Da quanto detto, si può affermare che le batterie, come gli alimenti, hanno una data di scadenza e si potrebbe perciò pensare di scrivere sulla loro carcassa: “da utilizzarsi preferibilmente entro…”; si noti che in tal caso la parola “preferibilmente”, proprio come il significato assunto su un qualsiasi prodotto alimentare, sarebbe qui riferita a stabilire che, dopo la data di scadenza, la batteria potrebbe ancora essere utilizzata ma le sue caratteristiche originarie (intese come le prestazioni) non sarebbero più garantite (e probabilmente, da quel momento in poi, andrebbero incontro ad un rapido decadimento).

 

CONSIDERAZIONI PRATICHE SULLA DURATA DI UNA BATTERIA IN UN ESS

Ipotizzando che per un sistema di accumulo energetico domestico (ESS) si abbia almeno un ciclo completo di carica/scarica al giorno, nel caso delle batterie agli ioni di litio si avrebbe una durata, riferita ai cicli di vita, pari a circa 2 anni e mezzo (2,7 anni ottenuti come divisione fra 1000 cicli e 365 giorni); il numero 2,7 coincide all'incirca proprio col parametro tempo di vita di targa delle ioni di litio.
Nel caso delle batteria LFP, ragionando allo stesso modo, si avrebbe invece una durata garantita di circa 5 anni e mezzo (5,5 anni ottenuti come divisione fra 2000 cicli e 365 giorni); in questo caso il tempo di vita di 10 anni è temporalmente superiore al tempo corrispondente ai cicli di vita delle LFP; da ciò se ne deduce che in una batteria Litio Ferro Fosfato di un ESS va considerato solitamente il parametro dei cicli di vita piuttosto che il tempo di vita dichiarato, anche se quest’ultimo va comunque verificato ai fini dell’individuazione della data di costruzione della batteria (per scongiurare i rischi di vendite di vecchie riserve di magazzino).
Da quanto esposto si sarà notato che la durata di vita dei due tipi di batteria si riferisce in qualche modo ed è inversamente proporzionale proprio al loro costo; in altri termini si potrebbe dire che la scelta dell’una o dell’altra tecnologia è per certi versi indifferente ai fini delle valutazioni di fattibilità tecnico-economiche: quelle agli ioni di litio (meno costose) potrebbero soltanto prevedere una sostituzione in più (rispetto alle LFP) durante il periodo di riferimento dell’analisi economica.
L’ipotesi appena esposta riferita al conteggio dei cicli di carica/scarica giornalieri valutato al minimo pari ad uno al dì, come visto, potrebbe non essere del tutto reale; nello specifico, solitamente avverrà almeno un ciclo di carica/scarica completo al giorno durante un anno solare ma potranno anche verificarsi cicli di carica/scarica parziali dipendenti, come già spiegato, dalla variabilità temporale dei nostri fabbisogni energetici.
Si è pur scritto che tali cicli parziali di carica/scarica giornalieri, nel calcolo dei cicli di vita dovrebbero essere conteggiati non come unitari ma come un numero inferiore (diciamo 0,5), ad ogni modo essi vanno comunque conteggiati e il risultato finale è che le durate viste per i due tipi di batteria, ioni di litio ed LFP, potrebbero probabilmente ridursi rispetto ai rispettivi 2,7 e 5,5 anni calcolati sopra.
Per intenderci con un esempio: nel caso si abbia un determinato giorno con condizioni meteorologiche variabili, potrebbe verificarsi che in assenza di nuvole le batterie si ricarichino; successivamente, se le nuvole coprissero il sole per qualche minuto, le batterie inizierebbero a scaricarsi per alimentare i fabbisogni domestici istantanei, tali condizioni hanno appena creato, di fatto, un ciclo parziale di carica/scarica; tale situazione potrebbe verificarsi anche più volte nel corso dello stesso giorno (pure 20-30 volte) così che potrebbero aversi, in un anno, probabilmente anche più dei soli 365 cicli di carica/scarica considerati sopra ai fini del calcolo del conteggio dei cicli di vita.

Durante le analisi economiche preventive all'acquisto di un sistema di accumulo occorre valutare assolutamente entrambi i parametri garantiti dal costruttore delle batterie, sia il tempo di vita che i cicli di vita di una batteria. Abbiamo visto che i parametri, fra di loro indipendenti, stimano la durata media di una batteria intendendo con ciò che la batteria funzionerà secondo le specifiche dichiarate o entro il tempo di vita (misurato in anni) oppure fino a quando i cicli di vita (cicli di carica/scarica) saranno inferiori ad un certo numero.
Quanto considerato dovrebbe far emergere con maggiore chiarezza l’importanza nonché la difficoltà di studio di fattibilità economica di un impianto fotovoltaico con accumulo: come detto la minore attendibilità delle stime delle analisi economiche dovrebbe essere di stimolo a maggior prudenza (naturalmente questo vale solo se l’interesse principale dell’iniziativa è quello della massimizzazione del ricavo economico e minimizzazione dei tempi di rientro).

 

UN MITO DA SFATARE

In merito all'ultimo periodo del precedente capoverso c’è da chiarire e sfatare subito una sorta di “mito” dei sistemi di accumulo negli impianti fotovoltaici.
L’interesse principale per l’acquisto di tali sistemi potrebbe essere legato non a vantaggi economici quanto al desiderio di rendersi energeticamente più indipendenti dalla rete elettrica nazionale; una parziale indipendenza è sicuramente concreta, viceversa il totale svincolo dai fornitori di energia elettrica con il solo fotovoltaico con accumulo, effettivamente, non lo è affatto.
Se si intende acquistare un sistema di accumulo per “scollegarsi” completamente e definitivamente dalla rete elettrica nazionale è bene introdurre alcune considerazioni che faranno riflettere sulla effettiva difficoltà (sostanzialmente economica) di poter davvero dire addio alle bollette di energia elettrica.

La dimostrazione può avvenire con un esempio limite (per assurdo) riguardante un impianto dedicato ad un’abitazione con fabbisogni annuali di 4000 kWh; Ipotizzato che sul tetto ci sia spazio a sufficienza per installare un impianto fotovoltaico di grossa taglia (ipotesi già di per se “difficile” se riferita ad una normale utenza domestica) dimensioniamo al fine di installare pannelli per 20 kWp e scegliamo un accumulo di 60 kWh. Tali numeri potrebbero sembrare eccessivi ma vedremo che paradossalmente non sono nemmeno sufficienti; l’analisi che va effettuata ai fini del dimensionamento infatti è riferita al caso peggiore che si verifica nel corso dell’anno, sono perciò da valutare essenzialmente i giorni dei mesi invernali e confrontarli col massimo fabbisogno energetico giornaliero. Si ha:

Ipotizzando di avere batterie inizialmente cariche al massimo ovvero a 60 kWh (ipotesi comunque “difficile” in inverno), se si verificassero anche soli 3 giorni a produzione fotovoltaica minima, non affatto improbabili in inverno, si rimarrebbe concretamente senza energia elettrica in casa perché i 9 kWh prodotti (ammesso che di giorno non si abbiano autoconsumi diretti) non riuscirebbero a ricaricare le batterie a sufficienza; ciò senza introdurre le inevitabili perdite intrinseche del sistema che diminuirebbero ulteriormente i 9 kWh accumulati sulle batterie; la situazione peggiorerebbe poi in eventuali casi di accumulo di neve sui pannelli: in quel caso la produzione solare per alcuni giorni sarebbe a zero.
Si potrebbe anche ipotizzare di utilizzare un gruppo elettrogeno (o altre fonti di energia) per i giorni “difficili” ma resterebbe comunque l’eccessivo dimensionamento dei componenti dell’impianto fotovoltaico e dell’accumulo nonché, soprattutto, il connesso costo dal lunghissimo tempo di rientro.

Da quanto esposto per avere sempre energia occorrerebbero dunque grossi dimensionamenti in potenza dell’impianto fotovoltaico e pacchi batterie dalle capacità di accumulo davvero importanti solo per soddisfare i momenti saltuari ma comunque frequenti (specie in inverno) in cui ci si verifichino condizioni sfavorevoli; la spesa per tale sistema risulterebbe spropositata, inoltre per il 90% dell’anno si utilizzerebbe l’impianto per una sola minima parte, anche inferiore al 20-30% e ad ogni modo il restante 70-80% dei componenti (batterie, pannelli fotovoltaici) subirebbe comunque gli inevitabili segni di invecchiamento temporale; infine il sistema dello Scambio sul Posto, avendo dimensionato l’impianto fotovoltaico per una produzione annuale eccedente di molto i fabbisogni annuali, avrebbe delle condizioni sfavorevoli sulla valorizzazione euro/kWh ceduto in rete.

 

DIMENSIONAMENTO DELLA CAPACITA' DELLE BATTERIE

Al momento la logica che si adotta ai fini del dimensionamento della capacità delle batterie in un ESS mira ad aumentare la percentuale di autoconsumo pur senza esagerare troppo; in caso contrario gli attuali costi delle batterie non riescono infatti a giustificare i vantaggi economici derivati dall'aumento dell’autoconsumo stesso.
La tendenza è quella di avere capacità energetiche di accumulo di qualche kWh e difficilmente si superano i 10 (normalmente si va da 2 kWh fino a 8-10 kWh di capacità).
La capacità va ovviamente relazionata anche alla taglia dell’impianto fotovoltaico e ad ogni modo, piuttosto che analizzare dettagliatamente le situazioni dei flussi energetici nel corso dell’anno (analisi come scritto piuttosto difficile e non del tutto attendibile) si preferisce un dimensionamento tendenzialmente in difetto piuttosto che in eccesso: la prudenza di tale criterio permette comunque di aumentare l’autoconsumo ovvero l’indipendenza dalla rete elettrica pur avendo un occhio di riguardo al portafoglio.

  

DEFINIZIONI E TIPOLOGIE DEI SISTEMI DI ACCUMULO ENERGETICO

La norma tecnica CEI 0-21 fissa le regole tecniche di connessione alla rete degli ESS; essa introduce, tra l’altro, varie definizioni che fissano anche le tipologie e le modalità di connessione dei sistemi di accumulo che possono essere allacciati alla rete elettrica nazionale. Senza addentrarci nei dettagli tecnici riportiamo di seguito solamente parte di alcune definizioni.

Sistema di Accumulo
E’ un insieme di dispositivi, apparecchiature e logiche di gestione e controllo, funzionale ad assorbire e rilasciare energia elettrica, previsto per funzionare in maniera continuativa in parallelo con la rete elettrica nazionale. Il sistema di accumulo può essere integrato o meno con un impianto di produzione (ad esempio un impianto fotovoltaico).
In caso di sistema di accumulo elettrochimico, i principali componenti sono le batterie, i sistemi di conversione mono o bidirezionale dell’energia, gli organi di protezione, manovra, interruzione e sezionamento in corrente continua e alternata e i sistemi di controllo delle batterie e dei convertitori.

Un sistema di accumulo dal punto di vista del funzionamento può essere definito come
MONODIREZIONALE se assorbe energia elettrica (cioè si “carica”) solo dall'impianto fotovoltaico oppure
BIDIREZIONALE se può caricarsi sia dall'impianto fotovoltaico che dalla rete elettrica nazionale.

Dal punto di vista della parte di impianto in cui vengono elettricamente inseriti (ovvero connessi), gli ESS possono essere LATO PRODUZIONE oppure POST PRODUZIONE.
I lato produzione sono quelli installati nel circuito elettrico in corrente continua (eventualmente anche integrati nell'inverter fotovoltaico) oppure nel circuito elettrico in corrente alternata ma comunque collegati nella parte di impianto compresa tra l’impianto fotovoltaico e il contatore dell’energia elettrica prodotta.
Gli ESS post produzione invece sono installati nella parte di impianto compresa tra il contatore dell’energia elettrica prodotta e il contatore dell’energia elettrica prelevata e immessa (cosiddetto contatore di scambio).
Nei sistemi di accumulo bidirezionali connessi lato produzione, il contatore di produzione (normalmente monodirezionale) deve essere di tipo bidirezionale; l’accumulo infatti può consentire di prelevare energia dalla rete (non rilevata da un classico contatore di produzione monodirezionale) e reimmetterla in rete come produzione locale.

La condizione di connessione dei sistemi di accumulo lato produzione e integrati nell'inverter fotovoltaico viene indicata col termine “accoppiamento DC”; la connessione degli ESS esterna all'inverter fotovoltaico sia essa lato produzione che post produzione è invece nota come “accoppiamento AC”.

Oltre alle definizioni precedenti, le informazioni più importanti da considerare per un sistema di accumulo dal punto di vista delle batterie sono le seguenti:
Potenza di Accumulo: potenza massima di spunto istantaneo in kW in carica / scarica delle batterie.
Capacità di Accumulo: capienza energetica UTILE totale in kWh delle batterie.
Tipo di Batterie: come visto le più impiegate di fatto sono quelle a ioni di litio e le Litio Ferro Fosfato (LFP).
Funzione Backup: possibilità del sistema di usare le batterie come di alimentazione di emergenza in caso di blackout.

 

SISTEMI DI ACCUMULO ATTUALMENTE PIU' UTILIZZATI

Gli ESS più impiegati sul mercato per tutte le installazioni ex novo di impianti fotovoltaici con accumulo (ovvero per tutti quegli impianti di recente realizzazione) sono attualmente quelli bidirezionali ad accoppiamento DC ovvero gli ESS collegati lato produzione (prima del contatore di produzione) con batterie integrate negli inverter fotovoltaici.
La motivazione all'adozione di tali topologie nasce dalla possibilità che essi hanno di non incrementare la potenza in immissione richiesta al gestore di rete in fase di domanda di connessione; essa perciò risulta simile alla taglia in potenza dell’impianto fotovoltaico; tale vantaggio è fornito proprio dalla norma tecnica (CEI 0-21).

Gli altri sistemi di accumulo invece (lato produzione o post produzione ma entrambi ad accoppiamento AC), sono meno utilizzati in quanto ai fini della connessione del gestore di rete, le potenze dell’impianto fotovoltaico e quelle dell’accumulo vanno a sommarsi così da rischiare ad esempio di oltrepassare i 6 kW massimi che permettono la connessione monofase (subendo in altri termini l’obbligatorietà dell’allaccio trifase dal gestore di rete con gli inerenti accrescimenti delle spese). E’ da notare che per potenza del sistema di accumulo non si intende la capacità energetica (in kWh) dello stesso ma la sua potenza di spunto (massima) erogabile (in kW).

All'accoppiamento AC solitamente si ricorre nei casi di impianti fotovoltaici senza accumulo già esistenti: infatti per la modalità di “accoppiamento DC” del sistema di accumulo, la norma CEI 0-21 aggiornata obbliga alla certificazione dell’intero sistema inverter fotovoltaico + sistema di accumulo (comprensivo delle batterie) e non è perciò possibile variare ad esempio le batterie (o anche gli inverter) se non esistono appositi certificati e dichiarazioni inerenti la rispondenza dei requisiti alla CEI 0-21 dell’intero blocco.
Questo di fatto, per gli impianti fotovoltaici già esistenti, costringe a dover sostituire sempre l'inverter fotovoltaico pre-esistente a meno che tale inverter sia aggiornabile e previsto nella certificazione del sistema di accumulo (eventualità piuttosto rara). E’ difficile convincere qualcuno che vuole installare un ESS in un impianto fotovoltaico senza accumulo alla sostituzione dell'inverter che possiede magari da soli 2-3 anni; piuttosto si aggiunge l’accumulo, per l’appunto, a valle dell’impianto (accoppiamento AC), anche a costo di dover richiedere al gestore un aumento della potenza di allaccio in immissione.
In altri termini con un sistema attualmente certificato in toto alla CEI 0-21 e dotato di batterie di marca X con inverter di marca Y, nell'eventualità di una futura rottura dell'inverter non riconosciuta dalla marca Y (ad esempio per fallimento della casa di produzione), non sarà possibile sostituire con molta semplicità l'inverter con uno di un’altra marca lasciando le batterie in quanto tutto il sistema dovrà essere certificato e rispondente ai requisiti della CEI 0-21.

L’accoppiamento DC viene più utilizzato anche perché è energeticamente più efficiente: la modalità di installazione delle batterie all'interno degli inverter fotovoltaici, sul lato in corrente continua (comunque attraverso un ulteriore convertitore DC/DC), consente di conseguire un rendimento ottimale del sistema complessivo; l’energia fotovoltaica prodotta dal generatore infatti può essere immagazzinata direttamente nelle batterie senza transitare sul lato in corrente alternata dell’impianto; al contrario, negli ESS connessi in corrente alternata (accoppiamento AC), l’immagazzinamento dell’energia prodotta dal fotovoltaico richiede di operare una doppia conversione (DC/AC nell'inverter fotovoltaico e successivamente AC/DC nel convertitore del sistema di accumulo).

 

 

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In questo articolo accenneremo alle operazioni generiche su un impianto fotovoltaico inerenti la manutenzione ordinaria dello stesso.
L’obiettivo che qui ci prefissiamo non è quello di far diventare dei manutentori i nostri lettori quanto quello di comprendere a grandi linee quando e se è necessario un intervento di manutenzione, a che cadenza

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