20 Gennaio 2009 | num. 135.2009
 

Impianti fotovoltaici

Le novità in materia di scambio sul posto in vigore dal 2009. La simulazione oraria con SolarBIM di Mc4Software come unico approccio per la redazione di business plan affidabili

 

PARTE 2

Nella precedente parte 1 dell’articolo, si è evidenziato quanto sia oggi indispensabile procedere all’analisi tecnico-economica di un impianto PV basandosi sui risultati di un bilancio energetico eseguito su base oraria, onde tener conto correttamente delle complesse partite economiche derivanti dalla nuova normativa in materia di scambio sul posto, in vigore dal 1 gennaio 2009.

È noto più in generale che, nella scelta della miglior soluzione progettuale di un impianto fotovoltaico, gioca un ruolo chiave la bontà dell’analisi costi/benefici dell’investimento associato, sulla quale influiscono fattori tecnici ed economici che non possono essere tenuti in conto in maniera adeguata con strumenti approssimativi. Di tali fattori fa parte ovviamente il beneficio connesso al nuovo scambio sul posto, già analizzato nella parte 1. Vogliamo in questa parte 2 e nelle successive analizzare gli ulteriori fattori più rilevanti ed, in particolare, i seguenti:

    (1) la stima della producibilità oraria dell’impianto
    (2) il ricavo associato alla tariffa incentivante
    (3) il ricavo associato all’eventuale vendita delle eccedenze di energia prodotta
    (4) il costo evitato dell’acquisto dell’energia da rete

(1) La stima della producibilità oraria dell’impianto

(2) Il ricavo associato alla tariffa incentivante

Una stima corretta della producibilità dell’impianto costituisce il requisito fondamentale per una corretta analisi del business plan, in quanto da essa dipende direttamente l’attendibilità dei valori dei flussi di cassa nell’analisi economica. In sede di progettazione, è evidente che tale stima deve essere fatta con modelli matematici delle prestazioni dei vari componenti impiantistici e dell’impianto nella sua globalità, modelli che sono caratterizzati da diversi gradi di attendibilità, in funzione della loro complessità. Essi vengono normalmente implementati in programmi di calcolo (SW) disponibili sul mercato, per i quali, meno che mai in questo caso, vale l’assunto “uno vale l’altro”. Infatti, sulla producibilità di un impianto fotovoltaico influiscono fattori che non necessariamente sono tenuti in conto da tutti i SW disponibili in commercio, come ad esempio:
  • il valore di rendimento istantaneo del modulo in funzione dell’irraggiamento istantaneo reale e della sua temperatura istantanea di esercizio, quest’ultima funzione del tipo di montaggio dei moduli;
  • l’effetto dell’ombreggiamento istantaneo parziale tra file di moduli, in funzione dell’organizzazione fisica delle stringhe; OE > CEI
  • l’effetto del deterioramento nel tempo dei moduli;
  • il corretto accoppiamento elettrico e di potenza tra inverter e moduli;
  • l’effetto dell’intervento del limitatore di potenza dell’inverter, in funzione del suo carico istantaneo reale;
  • il valore di rendimento istantaneo dell’inverter, in funzione del suo carico istantaneo reale.

Com’è facile intuire, la maggior parte di questi fattori subisce variazioni di entità tutt’altro che trascurabile su orizzonti temporali molto brevi: Tali variazioni possono quindi essere colte con sufficiente grado di affidabilità ed integrate tra loro per ottenere il risultato della producibilità complessiva solo con modelli matematici e SW in grado di gestire un ponderoso calcolo su base oraria. Modelli e SW operanti su base mensile non sono in grado strutturalmente di dare informazioni al progettista ed al decisore comparabili con quelle derivanti da un’analisi oraria del comportamento dei componenti dell’impianto e dell’impianto nel suo complesso.

L’analisi oraria implica inoltre la possibilità di ottenere un dato di producibilità con dettaglio orario (8760 valori/anno), aspetto quest’ultimo essenziale per poter analizzare bilanci energetici impianto-utenza-rete con passo orario. Infatti, nell’odierno e futuro asset del mercato elettrico italiano (ma anche europeo), le partite economiche in gioco nelle transazioni che riguardano l’energia elettrica non possono più prescindere dalla conoscenza dei flussi energetici orari . Come già anticipato nella parte 1, dal 1 gennaio 2010, persino le forniture di energia elettrica per il mercato domestico in “maggior tutela” saranno per legge differenziate per fascia oraria (le c.d. “tariffe biorarie in maggior tutela”). Ebbene, l’aggregazione delle energie “per fascia” può essere eseguita correttamente solo se si conoscono i profili orari dell’utenza.

Una corretta stima della producibilità dell’impianto implica una corretta stima del flusso di cassa positivo derivante dall’applicazione all’energia prodotta della tariffa incentivante, concessa ai sensi del D.M. 19/02/07. Ricordiamo infatti che il Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) applica la tariffa incentivante su tutta l’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico, indipendentemente dal suo utilizzo successivo (autoconsumo o cessione in rete).

La disponibilità di un bilancio energetico su base oraria rende possibile la determinazione dettagliata e corretta di tutte le energie rilevanti per le transazioni economiche, quali, oltre l’energia prodotta, l’energia prelevata e quella immessa nella rete pubblica.

SolarBIM risponde alle esigenze di corretta stima della producibilità e di determinazione oraria del bilancio energetico del sistema impianto PV+utenza+rete. Il programma calcola infatti la producibilità oraria dell’impianto con sofisticati algoritmi, in grado di tener conto di tutti i fattori sopra descritti. Il carico d’utenza viene descritto in SOLARBIM su base oraria, lasciando all’utente anche la possibilità di caricare le curve di prelievo dell’utenza orarie reali misurate. Producibilità e carico vengono così confrontati per ciascuna ora dell’anno, onde determinare correttamente le energie orarie prelevate/immesse dalla rete pubblica.

Continua...

Link utili per approfondire

  • Delibera AEEG ARG/elt 74/08 del 3 giugno 2008 – Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto (TISP)
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  • Seminario AEEG del 18 dicembre 2009 – Presentazione della Delibera AEEG ARG/elt 74/08 del 3 giugno 2008
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  • Seminario GSE del 18 dicembre 2009 – Presentazione della Delibera AEEG ARG/elt 74/08 del 3 giugno 2008
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  • Documento GSE – Disciplina dello scambio sul posto – Regole Tecniche – Determinazione del contributo in conto scambio ai sensi dell’articolo 10 del TISP – Edizione n.1
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  • Delibera AEEG ARG/elt 184/08 del 16 dicembre 2008 - Disposizioni transitorie in materia di scambio sul posto di energia elettrica
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  • Delibera AEEG ARG/elt 1/09 del 9 gennaio 2009 - Attuazione dell’articolo 2, comma 153, della legge n. 244/07 e dell’articolo 20 del decreto ministeriale 18 dicembre 2008, in materia di incentivazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili tramite la tariffa fissa onnicomprensiva e di scambio sul posto
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  • FAQ GSE in materia di nuovo scambio sul posto
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