L’aumento dell’OPEX nella gestione degli impianti
Nell’ultimo periodo si registra un aumento non previsto dei costi di gestione degli impianti fotovoltaici che sta suscitando la preoccupazione degli investitori e delle banche, che sono esposte anche per l’80% dell’investimento.
La manutenzione ordinaria risente del fatto che non essendo i contratti O&M ancora standardizzati, nascono da questi svariate interpretazioni che non aiutano certamente a contenere i costi anzi danno origine a lunghe diatribe con le società di manutenzione.
L’aumento della manutenzione straordinaria invece è causato dalla trascuratezza con cui si sono scelti i componenti per la costruzione della stessa, per mantenere bassi i costi di realizzazione.
Preoccupante è il fatto che nonostante la giovane età degli impianti, sono frequenti interventi di manutenzione straordinaria (che vanno pagati a parte rispetto al contratto O&M annuale). Questa frequenza può solo aumentare, dato che con l’obsolescenza degli impianti, gli interventi di riparazione saranno sempre in numero maggiore e sempre più costosi.
Avremo quindi un OPEX destinato a crescere negli anni, mentre dall’altro lato il rendimento degli impianti è destinato a dimimuire.
Ciò comporta un approccio totalmente nuovo alla gestione degli impianti. Un approccio in cui le variabili tecniche/manutentive e di investimento siano correlate, monitorate continuamente e storicizzate. La storicità della manutenzione permette infatti di fare anche delle previsioni e quindi di stimare l’OPEX per gli anni a divenire.
L’uso di appropriati sistemi e servizi di monitoraggio facilita la valutazione dei cosiddetti “Debt Service Cover Ratio Restoration” in cui a distanza di alcuni anni si aggiornano i contratti di finanziamento in base ad alcune variabili tecniche dell’impianto (Performance Ratio) manutentive (l’uptime o availability), e di ricavo (tariffe GSE). In questo modo è possibile riproiettare le maggiori OPEX su tutta la vita residua del finanziamento ed intraprendere le azioni opportune di riduzione del leverage, etc….
Il performance ratio degli impianti fotovoltaici
E’ uno dei parametri più importanti per misurare l’efficienza e la qualità di un impianto fotovoltaico. Sempre più spesso viene utilizzato nei contratti di O&M come SLA tra proprietari/gestori e aziende di manutenzione.
E’ uno degli indici di performance degli impianti definiti dalla norma CEI EN 61724. In concreto il Performance Ratio definisce il rapporto tra il rendimento energetico effettivo e il possibile rendimento teorico.
Esso non dipende dall’orientamento dell’impianto e dall’irraggiamento cui esso è soggetto in quanto la radiazione solare effettivamente ricevuta viene misurata sul piano dei moduli. Grazie al Performance Ratio, è possibile paragonare la qualità progettuale di impianti fotovoltaici diversi ubicati ovunque. Lo stesso indice, quando rilevato in periodi successivi sullo stesso impianto, è indice del degrado dell’impianto stesso.
Il Performance Ratio (PR) viene espresso in percentuale e definisce il rapporto derivante dal rendimento effettivo e il rendimento teorico dell’impianto fotovoltaico. Indica quindi la percentuale di energia realmente disponibile per l’immissione in rete una volta dedotte le perdite energetiche.
Più il valore PR rilevato per l’impianto fotovoltaico è vicino al 100%, più efficace sarà il funzionamento dell’impianto stesso. Tuttavia un valore del 100% non sarà mai realmente raggiunto poiché nel funzionamento dell’impianto fotovoltaico ci sono sempre delle perdite inevitabili (per es. perdite termiche dovute al riscaldamento dei moduli fotovoltaici).
Impianti fotovoltaici molto efficienti possono comunque raggiungere un Performance Ratio dell’80-85%
Rilevare regolarmente il Performance Ratio, a scadenze prestabilite, non consente tuttavia un confronto assoluto, ma rende possibile un controllo del funzionamento e del rendimento: se al momento della messa in funzione di un impianto fotovoltaico si presuppone che in quel momento funzioni perfettamente, con un valore in uscita di Performance Ratio pari ad un TOT%, tramite il rilevamento di altri valori PR nel corso del tempo è possibile riconoscere anomalie adottando tempestivamente i provvedimenti necessari. Le divergenze del valore PR sotto forma di valori inferiori alla norma segnalano quindi una possibile avaria dell’ impianto fotovoltaico.
Per calcolare il Performance Ratio di un impianto fotovoltaico è necessario fare alcune considerazioni.
Calcolo del PR
La Formula per il calcolo del Performance Ratio è la seguente
PR=Eon/(Hom*S*h) (1)
Eon = Energia totale prodotta misurata nel punto di consegna [Kwh]
Hom = Energia solare per m2[kWh/m²] misurata sul piano dei moduli tramite sensori. Questo valore va calcolato come media del periodo di osservazione.
S=superfici utile del pannello [m2]
h = l’efficienza di conversione dei pannelli ossia il rapporto espresso in % tra l’energia solare raccolta dalla superficie dei pannelli fotovoltaici e la potenza di picco Wp prodotta:
h= Ep/(S*Istc) (2)
Ep = Potenza di picco del pannello [Wp]
S=superfici utile del pannello [m2]
Istc = 1000 W/m², irraggiamento di prova in condizioni standard (STC)
La formula (1) evidenzia che il PR dipende solo ed esclusivamente dal rapporto tra l’energia che immetto in rete e quella che viene raccolta e convertita dai moduli. L’azimuth e il tilt dei moduli non influenzano il PR proprio perché Hom viene misurato sul piano dei moduli tramite solarimetro.
Sostituendo la formula (2) nella (1) si arriva ad una formula del PR più semplice da calcolare in quanto priva del rendimento (che si trova comunque nei datasheet dei pannelli) e della superficie totale occupata dai pannelli (non di immediata disponibilità):
PR=(Eom/Ep)/(Hom/Istc) (3)
dove:
Hom = Energia solare per m2[kWh/m²] misurata sul piano dei moduli tramite sensori.
Questo valore va calcolato come media del periodo di osservazione.
Il rapporto Hom/Istc viene anche detto Energia nominale prodotta dall’impianto
Fattori che influenzano il PR
Temperatura dei moduli fotovoltaici
Alle basse temperature un modulo fotovoltaico è particolarmente efficiente perché la conduzione di corrente viene meno ostacolata dalle vibrazioni del reticolo cristallino del silicio. Tali perdite si stimano intorno al il 4-5% nel nord Italia, 7-8% nel sud.
Ciò che influenza però il PR non è la perdita di potenza prodotta dal modulo bensì la differenza di sensibilità verso la temperatura tra il piranometro e i pannelli.
In inverno, il PR assume valori maggiori rispetto all’estate perché la temperatura dei moduli è inferiore ed il loro rendimento maggiore.
Irraggiamento solare e dissipazione
Quando l’irraggiamento ha valori molto bassi (mattina, sera, a causa di nuvole….) all’inverter non arrivano valori di tensione e corrente compresi nel suo range di funzionamente ideale e perde efficacia nella conversione. Le perdite dovute a questo fenomeno sono comprese nel range 2- 4% e si riflettono in maniera negativa nel calcolo del PR.
Sporcamento dei moduli fotovoltaici
Dipendentemente dall’inclinazione dei pannelli e dall’ambiente dove sono installati, la sporcizia fa diminuire il rendimento di un impianto di un valore compreso nel range 1-7%. Se il piranometro è soggetto agli stessi eventi atmosferici dei pannelli, il valore del PR non viene influenzato, altrimenti si può avere un’influenza positiva o negativa nel calcolo del PR.
Ombreggiamento
Il fenomeno può portare a delle perdite notevoli se le stringhe non sono state posizionate in maniera opportuna. L’influenza nel valore del PR può essere positiva o negativa dipendentemente dalla posizione relativa di piranometro e pannelli.
Perdite di conduzione
Le perdite Ohmiche sono dovute all’effetto joule che si verifica durante il passaggio della corrente nei cavi di rame; tali perdite dipendono dalla sezione e dalla lunghezza dei cablaggi.
Le perdite di conduzione sono comprese tra 1-3% e si riflettono totalmente sul PR.
Rendimento dell’inverter
Le perdite nel sistema di conversione sono dovute all’efficienza dell’inverter ed alle perdite nel trasformatore; per sistemi fissi tali perdite possono essere stimate come 1 – η dove η è il cosiddetto “Rendimento Europeo”, ovvero la media pesata del rendimento in diverse condizioni di carico in base a quello che è il grado di utilizzazione generico dell’impianto:
h = 0.03h5 + 0.06h10+ 0.13h20+ 0.1h30+ 0.48h50+0.2h100 (4)
Il Rendimento Europeo è un dato dichiarato dal produttore dell’inverter e si attesta solitamente sul 95%; Quindi l’influenza del PR è stimata intorno al 5%. Più l’inverter lavora nella sua zona di massimo rendimento (vedi caratteristiche tecniche) migliore sarà il PR.
Differenza di tecnologia delle celle solari tra apparecchio di misurazione e moduli fotovoltaici
Le curve di sensibilità alla radiazione solare in funzione della lunghezza d’onda sono diverse per piranometri e le celle solari. In generale sono da preferire piranometri a termopila che offrono una sensibilità uniforme alla lunghezza d’onda e quindi in grado di assorbire quasi la stessa energia assorbita da una cella amorfa, monocristallina o policristallina. In ogni caso il PR viene influenzato in direzione positiva o negativa dall’accoppiata piranometro-cella fotovoltaica dando luogo ad un errore di misura del PR che ne può compromettere l’effettivo scopo.
Periodo di rilevazione
Se il periodo di rilevazione è troppo breve (cioè inferiore a 1 mese), il PR perde la sua capacità di indice qualitativo dell’impianto e non è utilizzabile per confronta impianti diversi. In questo caso infatti, il sole basso all’orizzonte, temperature basse o elevate e/o ombreggiamenti influenzano in larga misura il risultato del calcolo e tale risultato non è valido ai fini di una comparazione con quello di un altro impianto. Periodi di rilevazione del PR inferiori ad un mese possono comunque essere utili per evidenziare eventuali anomalie tecniche nell’impianto.
Grado di rendimento dei moduli fotovoltaici
Il grado di rendimento dei moduli fotovoltaici influisce sensibilmente sul Performance Ratio dell’ impianto fotovoltaico. Maggiore è il grado di rendimento del modulo fotovoltaico e maggiore sarà il valore PR (con corrispondenti condizioni generali come l’elevato irraggiamento solare del sito ecc.).
Degradazione delle celle solari
La degradazione delle cellule solari riconducibile all’età porta negli anni a un valore PR più basso. Le celle solari monocristalline e policristalline invecchiano fino al 20% in 20 anni.
Esempio: calcolo del Performance Ratio per un periodo di osservazione di 1 anno
Supponiamo di avere un impianto da 995,54 KWp a Campobasso che in un anno ha prodotto 1.355.215 KWh.
Se nel corso dell’anno ho misurato una radiazione solare media di 1752 KWh/m2, il PR può essere così calcolato:
PR= (1355215/995540) / (1752/1000) = 0,776 => 77,6%
Il valore ottenuto è un valore tipico dei moderni impianti fotovoltaici che normalmente ottengono un PR incluso nell’intervallo 75%-82%.
Considerazione sul PR
Come spiegato prima, il PR è fortemente condizionato dalle caratteristiche relative tra pannello fotovoltaico e solarimetro. In particolare la radiazione misurata da quest’ultimo che sta a denominatore della (3) deve essere il più preciso possibile per dare un valore di PR verosimile.
Un fattore che influenza il valore di irradianza misurato da un solarimetro è l’angolo di incidenza della radiazione solare diretta e/diffusa. La causa di ciò può essere ad esempio la tipologia costruttiva del solarimetro. Per esempio una struttura aperta permette alla cella di silicio di rilevare una maggiore quantità di luce, perché include anche le componenti diffuse. Invece una struttura “chiusa” del solarimetro costituisce un ostacolo al passaggio ottimale della luce.
Il principio di funzionamento dei solarimetri sono essenzialmente 2:
- piranometri a termopila che restituisce un valore di tensione proporzionale alla temperatura di una superficie assorbente nei confronti della radiazione
- sensori che usano l’effetto fotovoltaico il cui principio di funzionamento è esattamente quello delle celle dei moduli fotovoltaici in cui viene generata una corrente di elettroni proporzionale alla radiazione incidente.
La differenza fondamentale nei confronti dell’energia misurata è nei confronti della sensibilità alla frequenza della radiazione incidente.
Infatti, considerando le condizioni STC e un AM (Air Mass) di 1,5 circa il 41% dell’energia è inclusa nella frequenza del visibile, il 15% nella frequenza UV e 44% nell’IR.
Nel piranometro a termopila la superficie assorbente ha uguale sensibilità alle frequenze IR, visibili e UV in quanto possiede al suo interno un cosiddetto “corpo nero” ed è quindi in grado di misurare adeguatamente l’energia solare.
Un sensore ad effetto fotovoltaico è invece sensibile alla sola radiazione in grado di generare la produzione di elettroni nel semiconduttore. Ad esempio una cella fotovoltaica con silicio amorfo è più sensibile alle frequenze visibili piuttosto che a quelle IR.
E’ evidente quindi che un sensore a termopila è sempre in grado di misurare la radiazione in maniera più precisa (alcuni studi parlano di un errore 0-5%) di un piranometro con fotodiodo (-10%< err <15%) o di una cella fotovoltaica (-15%<err<0%). Alcune sensori a fotodiodo privi di correttore di coseno arrivano a dare errori di misura fino al 30%.
Il centro di sviluppo Devoteam auSystems ha integrato nel software EMS un sistema innovativo per ridurre l’errore di misura del PR dovuti ad imprecisione del solarimetro.
Il solarimetro virtuale integrato nel software EMS consente di calcolare l’irradianza istante per istante e l’irradiazione giornaliera.
Prendendo come riferimento una giornata ClearSky è possibile calcolare un fattore di conversione Kr(t) dato dal rapporto solarimetro virtuale/solarimetro reale. Questo fattore di conversione viene campionato con una granularità al minuto e per tutto l’arco della giornata. In questo modo eventuali variazioni di sensibilità del solarimetro reale nell’arco della giornata vengono evidenziate e, grazie ad un processo di rimodulazione, viene calcolato il cosiddetto “PR rimodulato”.
Grazie a tale soluzione, gli scostamenti dal PR rimodulato risultano effettivamente sintomo di un problema di performance dell’impianto o di un carente servizio di manutenzione.
Un altro metodo per ridurre gli errori sul calcolo del PR è quello di usare un piranometro classificato come “secondary standard”, cioè il massimo tra gli strumenti per la misura della radiazione globale secondo la norma ISO-9060. Il costo di questa soluzione può però superare qualche migliaio di euro.
Esempio di calcolo del Kr(t)
Nel grafico che segue un solarimetro ha caratteristiche costruttive tali da renderlo sensibile alla radiazione solare solo quando il sole ha un’elevazione superiore a 10° rispetto all’orizzonte. In aggiunta l’errore di misura dell’irradianza è maggiore quando la stessa elevazione supera i 30°. In questo caso, il calcolo del fattore di Kr(t) istante per istante permette di calcolare l’errore di misura commesso dal solarimetro reale.
Conclusioni
Se è vero che il PR spesso viene considerato l’indice principe di perfomance di un impianto fotovoltaico è evidente che esso può essere spesso affetto da errori di misura che lo rendono poco attendibile quando lo si vuole usare nei contratti O&M come SLA o per comparare impianti diversi.
Manutenzione degli impianti fotovoltaici
Nel caso di un impianto di produzione di energia elettrica da pannelli fotovoltaici uno dei fattori critici di successo per l’acquisizione di una commessa è rappresentato dal rendimento e dalle prestazioni tecniche, i tempi di consegna ed il costo. Gli stessi fattori sono altresì importanti quando la proprietà dell’impianto e/o la sua gestione viene ceduto da una società ad un’altra.
Nel primo caso, il non rispetto delle prestazioni contrattuali (produzione annua) può portare a pesanti penali a carico del costruttore. Nel secondo e terzo caso il valore dell’impianto può essere ricondizionato a seguito di un audit condotto da società terze sull’impianto stesso.
Di conseguenza la misura delle prestazioni tecniche deve essere effettuata con elevata precisione e soggetta a certificazione tanto da essere identificata comunemente con il termine “collaudo fiscale”.
Qualità delle performance
La qualità delle performance di un impianto fotovoltaico è frutto della qualità globale eseguita durante le fasi di progettazione, costruzione, gestione, analisi e ottimizzazione.
Nella fase di progettazione, molta attenzione deve essere posto al progetto esecutivo dell’impianto che deve coniugare disponibilità della radiazione solare con vincoli ambientali/costruttivi e componentistica disponibile. Questa è una fase cruciale dell’intero processo di costruzione di un impianto. Le scelte qui fatte determineranno in maniera quasi definitiva quelle che saranno le prestazioni della centrale fotovoltaica.
Nella fase di costruzione, la supervisione delle fasi di realizzazione è altresì un fattore chiave. La qualità della realizzazione dell’impianto determinerà la sua vita negli anni a venire. Se da un lato un impianto fotovoltaico è essenzialmente un impianto statico, la sfida vera consiste nel costruire un impianto elettrico in grado di resistere 30 anni alle intemperie e a sbalzi notevoli di temperatura.
La fase di gestione delle centrali è quella che determinerà la continuità delle performance negli anni. Essa va condotta iterativamente con le fasi di Analisi e di Ottimizzazione del sistema:
Un impianto costruito bene ma gestito male equivale ad un impianto costruito male. Qui è fondamentale l’uso di contratti di Operation e Maintenance che prevedano un alto profilo di Service Level Agreement. In generale la manutenzione di un impianto è di 3 tipi:
- manutenzione correttiva o manutenzione incidentale è una politica di manutenzione che prevede un intervento di riparazione, sostituzione o revisione, solo a seguito il verificarsi del guasto. Qui è essenziale che l’intervento effettuato dalle squadre di manutenzione sia il più rapido possibile. A questo proposito si evidenzia che questa rapidità è somma di alcuni fattori:
- tempo di segnalazione del guasto
- tempo di presa in carico del guasto
- tempo di arrivo in loco
- tempo di risoluzione del guasto
In un contratto di Service Level Agreeement possono essere inserite delle clausole che fissano un valore limite a ciascuno o alla somma dei tempi sopraindicati. In particolare per i tempi di cui ai punti 3 e 4 un tipico valore è 2 ore.
Per la riduzione dei tempi 1 e 2 vengono in aiuto i software di monitoring evoluti in grado di rilevare automaticamente un guasto (es.: corrente di stringa nulla) e di segnalarlo ad un operatore predisposto in tempo reale. Di particolare importanza è la correlazione fra la misura attuale della radiazione solare e il valore corrente di energia prodotta.
- manutenzione preventiva è quella politica di manutenzione il cui scopo è la prevenzione del guasto attraverso una sostituzione/revisione del componente che presumibilmente si guasterà.
- manutenzione predittiva è un tipo di manutenzione preventiva in cui a seguito di opportune misurazioni o estrapolazione tramite modelli matematici viene individuato un determinato parametro indice del tempo residuo prima del guasto. La stima dell’invecchiamento dei componenti dell’impianto è tra questi parametri da attenzionare.
Eseguire regolarmente la manutenzione preventiva di un impianto fotovoltaico consente di tenere alto il rendimento dell’impianto ed il corretto e continuo funzionamento delle sue parti componenti (inverter – cavi – pannelli -staffe di montaggio – pompe di calore etc.), permettendo di tenere alto l’uptime dell’impianto e quindi evitarne i periodi di malfunzionamento con relative perdite economiche.
Altresì importante è la pulizia dei pannelli. Infatti la lunga esposizione dei pannelli solari ai raggi ultravioletti, alla polvere, allo sporco e alle intemperie può provocare una diminuzione del performance ratio dell’impianto di circa il 5%. La frequenza della pulizia dipenderà dalla posizione dell’impianto e dai fattori ambientali relativi.
Tra le verifiche periodiche in sito e in un eventuale laboratorio possono inoltre essere valutati sia l’invecchiamento dei moduli (test della potenza nominale a STC) sia la potenza totale dell’impianto fotovoltaico. Da non trascurare durante una visita ispettiva e in laboratorio un’eventuale verifica sui vetri, sul distacco dei terminali, sull’ingiallimento dell’antiriflesso, sulla rottura di diodi di bypass, su infiltrazioni di umidità e delaminazioni.
Alcune delle verifiche sopracitate possono essere agevolmente condotte con il supporto di software di monitoraggio evoluti sopracitati. In particolare con questi ultimi è possibile effettuare un’analisi dei dati operativi dell’impianto e verificare l’andamento degli indici qualitativi e dell’energia prodotta.
- manutenzione evolutiva
E’ quella politica di manutenzione il cui obiettivo è quello di migliorare le performance dell’impianto attraverso la sostituzione/revisione dei suoi componenti.
Questo obiettivo può essere perseguito solo attraverso una continua continua analisi dei parametri di impianto. Qui un audit indipendente è preferibile. A partire dai dati storici reali che includono sia i dati dell’impianto (potenza prodotta, correnti di stringa, tensioni,etc) sia quelli ambientali (dati meteo) può essere effettuata una analisi il cui scopo è individuare eventuali punti deboli dell’impianto.
A tale scopo la norma “CEI EN 61724 – rilievo delle prestazioni dei sistemi fotovoltaici, linee guida per la misura, lo scambio e l’analisi dei dati”, può costituire un utile riferimento.