Fra queste celle, molto interesse stanno destando quelle basate su nanotecnologie.

Da un lato vi sono le celle di Graetzel che hanno un principio di funzionamento che si avvicina alla fotosintesi clorofilliana. Quindi non si utilizza più il principio di separazione di cariche positive e negative (lacune ed elettroni, rispettivamente) come avviene nelle celle al silicio di prima generazione ed anche in quelle di II generazione, per mezzo di salti di banda energetica conferita dalla luce agli elettroni. Nel caso delle celle di Graetzel la luce colpisce un elettrodo costituito da uno strato di colorante otticamente attivo che è chimicamente legato alla superficie di uno strato di nano particelle di biossido di Titanio (Ti O₂) fra di loro collegate e depositate su di un vetro trasparente e conduttore. È in questo elettrodo si genera l’effetto fotovoltaico: il colorante assorbe la luce incidente, genera al suo interno una coppia elettrone-lacuna. L’elettrone viene “assorbito” dallo strato di biossido di Titanio e “immesso” nel circuito elettricamente. La lacuna è trasferita dal colorante al materiale che opera come “mezzo di trasporto” per convogliare la lacuna verso l’altro elettrodo. Ecco perché la cella di Graetzel è costituita da due elettrodi fra loro collegati, elettricamente perché immersi in un materiale gelatinoso o liquido.

Nella cella di Graetzel in pratica la separazione delle cariche avviene con l’impiego di materiali diversi.

Una ulteriore tecnologia di grande interesse  nel settore del fotovoltaico è quella rappresentata dai nanotubi di carbonio, scoperti in Giappone nel 1991. Questi materiali sono cosi detti perché la loro struttura è costituita da tubi cilindrici cavi che hanno base con diametro di alcuni nanometri e altezza dell’ordine del micron.

1 nanometro = 1 millionesimo di millimetro;

1 micron = 1 millesimo di millimetro.

Lo spessore della parete ha dimensione comparabile a quella di alcuni atomi. Se immaginiamo di “srotolare” un nanotubo, si ottengono delle piastre che, una volta sovrapposte, vanno a costituire la struttura della grafite (materiale ben noto, utilizzato, ad esempio, nelle mine delle matite).

I ricercatori che lavorano nel settore, hanno scoperto che “arrotolando” nanotubi con parete multipla, è possibile realizzare materiali fotosensibili con capacità di generare cariche molto superiori a quella che hanno i nano tubi a parete singola, una volta esposti all’irraggiamento solare.

Queste tecnologie che utilizzano i nanotubi sono state utilizzate per apportare variazioni sia alla struttura di celle convenzionali al silicio, sia alla struttura delle celle di Graetzel. Nel caso di celle al silicio, uno dei due semiconduttori è realizzato con nanotubi di carbonio, fermo restando l’altro semiconduttore il silicio. Il fatto di realizzare un semiconduttore con nanotubi, permette di aumentare, per unità di volume, il numero di giunzioni, ossia il numero di “celle” in cui avviene la separazione di cariche positive e cariche negative.

Nel caso delle celle di Graetzel, è il nanotubo a riunire in sé l’azione del colorante e quella del biossido di titanio: il nanotubo conduce l’elettrone fino all’elettrodo e trasferisce le lacune al mezzo “di trasporto”.

Uno degli aspetti interessanti di questa ricerca sta nel fatto che la radiazione convertita comprende radiazioni vicine al violetto e ultravioletto a cui le celle convenzionali sono “insensibili”.

Questo, in prospettiva, permette di aumentare il rendimento della cella a valori ben superiori a quelli attuali,propri delle celle in silicio oggi si attestano intorno al 15% ÷ 18%.

Le celle basate sui nanotubi, nei primi esperimenti di laboratorio hanno uno strato rendimento, nel caso di celle con nano tubi di carbonio e silicio pari al 10% ÷ 15%, e se si pensa che le prime celle in silicio monocristallino avevano rendimenti inferiori al 5%, le prospettive non sembrano affatto male. Un ulteriore vantaggio delle celle a nanotubi è costituito dal fatto che ne possono essere realizzate a costi tendenzialmente molto inferiori a quelle delle celle in silicio cristallino.

L’aspetto dei costi, anch’esso alquanto promettente potrà essere confermato in funzione della capacità di ingegnerizzare il processo produttivo dei nanotubi.

Per esemplificare, si può, in larga massima, affermare che una famiglia media di 3 persone al centro Italia (se non utilizza impianti di condizionamento) necessita di una quantità di energia elettrica di circa 3600 kWh/anno. Questa domanda arriva a 4.000 KWh nel nord Italia e può scendere a 2800 kWh nel sud del nostro paese. Tenuto conto che un impianto fotovoltaico produce in un anno circa 1.100-1300 kWh/anno nel Nord Italia, 1.100-1.400 kWh/anno nel Centro Italia e 1.300-1.600 kWh/anno nel Sud Italia; dividendo il numero di kWh richiesti per il numero di kWh/anno che 1 kWp d’impianto produce si ricava che la taglia di un impianto fotovoltaico varia fra 3,6 kWp per una famiglia del nord Italia dove l’irradiazione solare è bassa ed 1,75 kWp per una famiglia residente in una zona del Sud Italia con irradiazione particolarmente elevata.

Proseguendo nell’esempio, ed ipotizzando di utilizzare moduli da 200 Wp, disponibili ad oggi in dimensioni di circa 1 m x 1,6 m, nei due casi limite di cui sopra, è necessario installare: 13 moduli per la famiglia del Nord e 9 moduli per la famiglia del Sud, che richiedono una superficie disponibile ben esposta di circa 21 m2 e di circa 15 m2, rispettivamente.

La famiglia che si dovesse dotare di un impianto di questo tipo,in termini meramente economici, accederebbe ad alcuni vantaggi significativi (per dettagli si veda anche www.unorinnovabile.com):

• incassare un contributo erogato dal GSE per 20 anni per ogni kWh prodotto il cui valore varia all’incirca fra gli 0,32 e gli 0,45 Euro in funzione della taglia dell’impianto e del tipo di installazione;

• possibilità di non prelevare dalla rete, e, quindi, non pagare in bolletta la quota parte di energia fornita alle utenza dall’impianto fotovoltaico;

• possibilità di monetizzare la quota parte di energie prodotta e non consumata, dal momento che è contabilizzata e remunerata anche l’energia elettrica immessa in rete.

Questi aspetti valgono non solo per le persone fisiche ma anche per le persone giuridiche.

I molti casi ormai in essere dimostrano che mediamente (anche in questo caso il Nord ed il Sud fanno la differenza) si può recuperare la spesa sostenuta in proprio (senza attingere a finanziamenti di terzi) in un periodo di 6-8 anni e arrivare a recuperare una cifra superiore al costo sostenuto alla fine dei 20 anni. Nel caso l’impianto sia realizzato con forme di finanziamento parziale ed esempio, con una spesa in proprio del 20% e con l’80% dell’importo finanziato, si comincia a guadagnare dopo soli 3-5 anni. In questo caso parte del ricavo deve essere corrisposto sotto forma di interessi e, quindi, il ricavo dopo 20 anni sarà inferiore rispetto al caso precedente.

A parte l’aspetto, quello che differenzia i pannelli fotovoltaici dai pannelli solari termici è il fatto che i primi utilizzano l’energia solare e la convertono direttamente in energia elettrica, mentre i secondi, convertono l’energia solare in energia termica, per lo più riscaldando acqua che circola al loro interno. In buona sostanza, si tratta di due tecnologie diverse per utilizzare la stessa fonte primaria: l’energia solare è trasformata in energia elettrica utilizzando pannelli fotovoltaici mentre è straferita sottoforma di calore ad un fluido nei pannelli solari termici.

Recentemente sono state proposte, a livello di prototipo, soluzioni in grado di effettuare entrambe le conversioni con un unico dispositivo che in pratica, incorpora due pannelli distinti: uno solare termico ed un fotovoltaico. Per incrementare la producibilità di energia, spesso in queste soluzioni si utilizza anche le tecnica della concentrazione solare: utilizzando specchi o lenti, la radiazione solare captata da un determinata superficie, viene concentrata su superfici più piccole dove sono disposte celle fotovoltaiche “evolute” e sistemi di captazione del calore.

Queste soluzioni che, probabilmente, rappresentano una delle più interessanti novità in termini di utilizzo dell’energia solare, comportano un utilizzo minore di materiale fotosensibile e permettono la produzione di energia termica a temperature più facilmente utilizzabili negli impianti realizzati per la produzione di acqua calda sanitaria e/o riscaldamento.

Tornando alle tecniche “convenzionali” per la produzione di energia elettrica dal sole è opportuno precisare che la taglia di un impianto e la potenza di un modulo si misurano in Wp (Watt di picco) per indicare la potenza “nominale” del modulo e dell’impianto: il valore esatto di questo parametro dipende dalle condizioni ambientali. Si deve sapere, infatti, che la potenza dei moduli è data dai costruttori a 25°C e, per un modulo in silicio cristallino, essa decade di circa 4% ogni aumento di temperatura paria 10°C.

Similmente, la potenza di un pannello fotovoltaico non si mantiene costante nel tempo: le attuali tecnologie permettono ai costruttori di garantire un decadimento delle prestazioni dei pannelli cristallini pressoché lineare nel tempo e non superiore al 20% nei 25 anni: in pratica, questo significa che, mediamente, un modulo con queste caratteristiche vede le sue “potenzialità” degradarsi di un fattore pari allo 0,8% annuo.

Una caratteristica interessante degli impianti fotovoltaici è che il livello di manutenzione richiesto è molto basso: non essendo presenti parti soggette ad usura, è provato che il costo annuale di manutenzione di un impianto fotovoltaico varia fra lo 0,5 e l1% dell’investimento sostenuto.

Le installazioni ad oggi realizzate utilizzano per lo più pannelli con celle di tipo mono cristallino e policristallino (generalmente indicati come pannelli in silicio cristallino). Si stanno affacciando da meno tempo sul mercato impianti realizzati con moduli in film sottile, silicio amorfo. Grande aspettative relativamente alla riduzione del costo dell’energia prodotta sono rivolta ai moduli in Tellururo di Cadmio anche se in questo caso, la presenza del Cadmio suscita qualche perplessità vista la pericolosità per la salute umana di questa sostanza quando è libera e non chimicamente legata al tellurio.

A livello di installazioni in Italia (fonte: http://www.ecologiae.com/impianti-fotovoltaici-installazioni-nord-sud/15768/) si riscontra che al 31 dicembre dello scorso anno i pannelli più utilizzati sono quelli in silicio policristallino con una percentuale del 55% sul totale delle installazioni, mentre per il 37% la tecnologia utilizzata per i pannelli è quella a silicio monocristallino; il restante 8% è dato da impianti realizzati con tecnologia a film sottile.

Detti impianti sono installati sia sui tetti di abitazioni che su quelli di capannoni industriali oppure a terra e la loro taglia varia fra i pochi kWp (gli incentivi sono riconosciuti ad impianti di almeno 1 kWp) fino a decine di migliaia di kWp (si parlo in questo caso di MWp megawatt; 1 MWp = 1.000.000 Wp). Non esistono, infatti, in Italia limiti superiori alla taglia dell’impianto.

Rispetto a quanto accadeva prima dell’11 Gennaio 2010 (per accettare la convenzione per la stipula del contratto era necessario collegarsi al portale e stampare la convenzione, firmarla ed inviarla in formato cartaceo al GSE) adesso la convenzione si stipula direttamente sul portale, viene accettata ed è necessaria solo la stampa della Dichiarazione di accettazione della convenzione da inviare in formato cartaceo al Gestore dei Servizi Elettrici.

Secondo la nuova procedura presente sul portale del GSE il Soggetto Responsabile dell’impianto di generazione è tenuto a seguire i seguenti passi :
• Accedere alla sezione “Convenzioni” del portale dedicato alla richiesta degli incentivi utilizzando username e password in suo possesso.
• Selezionare l’impianto per il quale sta richiedendo l’attivazione della convenzione, utilizzando l’apposito menù di ricerca (se in fase di richiesta dell’incentivo non fossero stati inseriti i dati del rappresentante legale relativo a tale pratica oppure i riferimenti bancari del Soggetto Responsabile (SR) , l’applicazione consentirà di farlo);
• Consultazione del testo della convenzione che regola il rapporto contrattuale per l’erogazione dell’incentivo, relativa all’impianto selezionato (dopo aver cliccato sul tasto “Dettagli”);
• accettazione il contenuto della convenzione:
a)nel caso in cui non si rilevassero delle anomalie deve selezionare l’opzione “SI” presente a fine schermate e premere il tasto “Conferma”;
b) nel caso in cui si rilevassero delle anomalie o si volessero presentare osservazioni ai sensi dell’art. 10 bis della Legge 7 agosto 1990, n.241, il SR deve selezionare l’opzione “NO” presente a fine schermata e premere il tasto “Conferma”.

In tale modo si aprirà un’apposita scheda che consentirà al SR di segnalare le difformità o anomalie rilevate; solo dopo la comunicazione da parte del GSE dell’avvenuta risoluzione delle anomalie il SR potrà passare all’attività di cui al punto a);
• stampare e sottoscrizione della “Dichiarazione di accettazione” della convenzione (tale dichiarazione sostituisce la precedente procedura che prevedeva la stampa e la sottoscrizione dell’intera convenzione da parte del SR);

• invio al GSE della Dichiarazione di accettazione sottoscritta, con allegata la fotocopia del documento d’identità in corso di validità del SR (si ricorda che in assenza della fotocopia del documento del SR la convenzione non verrà attivata).
Questa nuova procedura per la stipula del contratto di regolarizzazione dell’energia elettrica prodotta dall’impianto fotovoltaico è un primo passo verso lo snellimento della “burocrazia” ancora oggi troppo presente e faticosa nel campo del fotovoltaico, soprattutto in sede di autorizzazione.

Nell’augurare loro buon lavoro, si ritiene opportuno fare il punto della situazione delle rinnovabili in Italia e sul potenziale che questo settore ha in serbo per gli anni a venire.

La produzione da parte di fonti rinnovabili di energia ha coperto nel 2008 il 16% del fabbisogno nazionale (per una produzione energetica pari a 58.000 GWh contro un fabbisogno di circa 340.000 GWh), di questa porzione, l’80% è costituito da energia idroelettrica. Questa produzione è stata resa possibile dai 24.000 MW di potenza “rinnovabile” installata che, rispetto al 2007 ha visto aumenti consistenti: +27% di idroelettrico, +10% per le biomasse, +20% per l’Eolico (1000 MW installati nel 2008)  e, infine, +400% per il fotovoltaico che arriverà a fine hanno a contare circa 800 MW installati. Questi numeri collocano, l’Italia al quinto posto (dietro a Germania, Svezia, Francia e Spagna) nell’Europa dei 15.

Proprio dal quadro europeo si possono evincere gli sviluppi che le rinnovabili dovranno avere: la direttiva 20-20-20 prevede infatti, fra l’altro, una riduzione del 20% di emissioni di CO2 entro la fine del prossimo decennio e un 20% di produzione di energia da fonte rinnovabile. Negli obiettivi del Governo Italiano, entro il 2015 il mix di produzione energetica, per quanti attiene all’energia elettrica, dovrà essere 50% da fonti fossili, 25% da fonte nucleare, 25% da fonti rinnovabili.

Questi dati significano che in Italia dovranno essere installati NON MENO di 20.000 MW di impianti per la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, ad una media di 2.000 MW l’anno, per un investimento complessivi stimabile ad oggi in 50 MILIARDI DI EURO (esclusa IVA al 10%).

L’aspetto confortante è che questo pare proprio fattibile: se si tiene conto dei dati sopra detti, solo sommando eolico e fotovoltaico installati nel 2008 si arriva a 1.800 MW.

Con gli incentivi attuali, 100 kW di eolico permettono di ricavare 60.000 Euro/anno con un tempo di ritorno dell’ investimento (stimato in 500.000 Euro, di cui il 20% in proprio ed resto con capitale preso in prestito), in circa 4 anni e con rendimenti del capitale investito che raggiungono il 12,5%. Per quanto riguarda il fotovoltaico, è già stato pubblicato un articolo dove si evidenziano rendimenti variabili fra il 16% ed il 21%

I problemi che devono essere rimossi sono, ed è questo l’aspetto maggiormente negativo, quelli storici del sistema Italia:

1)   Burocrazia ed autorizzazioni

Il frazionamento delle competenze autorizzative fra Regioni, Provincie Comuni  rallenta i tempi per la realizzazione degli impianti. Principali responsabili, sono, tuttavia, le regioni, che non hanno sistemi autorizzativi omogenei fra di loro. Anche in occasione della procedura di Autorizzazione Unica, le complicazioni introdotte, la quantità di soggetti chiamati in causa, la quantità di documentazione richiesta, barriere normative, fanno si che i 180 giorni previsti diventino molti di più comportando, purtroppo spesso la mancata realizzazione di impianti.

Non solo: in regioni “appetibili” per gli investitori, quali, ad esempio, Puglia e Sicilia, si sono già manifestati problemi legati alla capacità della rete elettrica di distribuzione e trasporto a fare fronte alla crescita della capacità produttiva locale. Le pesantezze burocratiche rallentano anche lo sviluppo delle infrastrutture di cui le rinnovabili necessitano.

2)   Industria manifatturiera mai sviluppata

Per quanto riguarda l’eolico, le industrie italiane agli inizi degli anni ’90 erano all’avanguardia ma ad oggi non detengono più questa posizione, i leader sono ora i Danesi perché negli anni passati proprio in nei paesi scandinavi sono stati realizzati molti impianti eolici, a differenza di quanto succedeva in Italia. Il panorama nel settore fotovoltaico non è diverso, l’unica differenza è che una leadership dell’industria italiana non c’è mai stata. In merito, gli addetti ai lavori possono avere riscontrato negli ultimi due anni l’aumento delle industrie spagnole nelle fiere del settore, mentre esse non erano presenti affatto prima che fosse varato un conto energia in Spagna.

Senza entrare nel merito, sottolineiamo che un impianto per la produzione di moduli in silicio amorfo è assimilato in Italia ad un stabilimento chimico ed i tempi di autorizzazione di un tale impianto sono, in pratica, di circa tre anni.

3)   Incentivi e politiche di indirizzo

La differenziazione degli incentivi per la varie fonti rinnovabili e la loro entità sono alla base del rendimento attribuibile all’investimento. È evidente, quindi, che la valorizzazione dell’incentivo piloterà, almeno fino a quando le rinnovabili non produrranno energia elettrica a costi “di mercato”, la tipologia di impianto che gli investitori tenderanno a realizzare. In aggiunta l’aspetto incentivi va inserito in un contesto congiunturale di scarsa disponibilità di denaro pubblico. In merito la componente tariffaria A3 che ciascuno di noi paga in bolletta elettrica ammonta ad oggi a 2.900 Milioni di Euro annui, che restano però solo 1.200 Milioni escludendo le fonti assimilate del CIP6 … I CIP6 e le assimilate sono un’altra triste storia italiana e tutte le volte che qualche governo a provato a porre rimedio i grossi gruppi petroliferi che il massimo vantaggio traggono dai CIP6 sono sempre riusciti a bloccare interventi correttivi.

Per esempio, la legge istitutiva prevede un aggiornamento annuale del valore del Cip6 sulla base del miglioramento tecnologico. Ogni volta che l’Autorità ha tentato di aggiornare (e così ridurre) questo valore, c’è stata una levata di scudi dei produttori di “assimilate”. Alla fine l’Autorità si è arresa.  Di fatto, ad oggi, oltre il 7% dell’importo della bolletta elettrica è utilizzato per finanziare impianti di incenerimento che bruciano scarti di raffineria e di lavorazioni industriali, plastica dai rifiuti urbani e assimilati e molte altre sostanze inquinanti.

In  relazione a quanto sopra, non pare ammissibile che i detrattori delle rinnovabili utilizzino come argomento avverso il fatto che esse devono essere incentivate: 800 MW di fotovoltaico ad un prezzo medio di 5000 Euro/KW costituiscono un volume di 4 Miliardi di Euro, a cui corrisponde un aliquota IVA del 10%, ossia pari a 400.000 Milioni di Euro, che per gli impianti al servizio delle abitazioni non è detraibile da parte del soggetto responsabile: forse anche questo è un contributo alle casse dello Stato.

L’ultima versione del “Conto Energia” ha premiato con tariffe incentivanti maggiori, l’integrazione degli impianti negli edifici, si tratta di una politica di indirizzo implicita nel decreto  ministeriale del 19 febbraio 2007 che per parola stessa dei sui estensori vuole privilegiare la realizzazione di impianti in grado di produrre energia laddove essa possa anche essere consumata. Meno l’energia “viaggia” sulla rete, meno se ne disperde: la stessa cosa nota per il sistema idrico!

Pare che questa impostazione sarà mantenuta anche nella ridefinizione delle tariffe incentivanti che saranno in vigore dal 2011 in poi.

In questa ottica gli impianti integrati architettonicamente si sono sviluppati e diffusi sul territorio in modo prevalente rispetto a quelli a non integrati e/o a terra. Questo, ad esempio, differenzia lo sviluppo del fotovoltaico in Italia, rispetto alla Spagna, dove l’incentivazione ha portato prevalentemente, alla realizzazione di grandi centrali.

La realtà italiana pare, quindi, già allineata con le politiche sempre più spesso citate del Presidente USA, Barak Obama, che, nel settore, hanno come baricentro la riqualificazione energetica delle abitazioni statunitensi a la realizzazione delle smart-grid.

Ancora una volta ci si trova di fronte ad una grande opportunità: se si considera la tradizione architettonica italiana, si possono intravedere grandi opportunità di sviluppo per la filiera fotovoltaica, in combinazione a quella edilizia: il concetto è quello di pensare non più ad un impianto fotovoltaico montato “sopra” ad un tetto, ma pensare ad un “sistema unitario” in cui  il “guscio” energeticamente efficiente è compenetrato dal sistema attivo di approvvigionamento energetico e, elemento non secondario, di gestione dell’energia.

Nello specifico del fotovoltaico, quindi, non tanto e non solo pannelli sempre meglio integrabili architettonicamente, ma apparati di autoproduzione di energia sinergicamente compatibili con gli altri componenti del “sistema” abitazione.

Un ragionamento di questo tipo significa attivare nuovi modi di progettare, nuovi prodotti per l’edilizia, case intelligenti oltre che energeticamente efficienti. L’attuazione del ragionamento passa attraverso, tanto per cambiare, il dialogo: tecnici, probabilmente ingegneri ed architetti soprattutto, che, unendo tecnologia e design potranno senz’altro essere i principali attori di un ulteriore salto di qualità auspicalmente supportato dalla classe imprenditoriale del paese.

I primi esempi di investimenti che possono venire in mente, sono quelli di tipo azionario, obbligazionario, futures eccetera; non è questa la sede, per dibattere sul grado di rischio di questi investimenti, certamente quello relativo ad un impianto fotovoltaico è basso vista la disponibilità della sorgente primaria, che, da questo punto di vista, avvantaggia questo tipo di soluzione rispetto, ad esempio altre operazioni nel settore delle rinnovabili. Infatti, il fotovoltaico non pone nemmeno il problema di assicurarsi l’approvvigionamento, della materia prima per la produzione dell’energia elettrica.

È di questo giorni un servizio sul periodico “Capital” che si è posto la domanda di quanto sia il rendimento degli investimenti nel settore delle rinnovabili, rivolgendo la domanda a Matteo Tempia, investment manager di Atmos, holding italiana che opera nel settore degli investimenti nel settore delle rinnovabili.

I parametri che sintetizzano l’operazione legata all’installazione di 1 MWp fotovoltaico a terra sono di sicuro interesse:

• Utile netto in 20 anni 1,62 volte l’investimento iniziale;
• IRR (o TIR) pari a 12%.

Il rendimento dell’investimento è certamente interessante, ma diventa, ci si conceda il termine, entusiasmante nei du casi seguenti:

• impianto parzialmente integrato – IRR = 16,5%
• impianto totalmente integrato -  IRR = 21%

Ecco come sono stati dedotti i numeri citati.

Per quanto attiene al fotovoltaico, i parametri fanno riferimento ad un impianto da 1MWp realizzato ad un costo pari a 3.658 Euro/kWp, oggi realistico ma ben inferiore, a quello pensabile solo pochi mesi fa.

Ecco un primo aspetto importante:

il costo per kWp installato di un impianto fotovoltaico, si è fortemente ridotto, soprattutto per impianti di grande taglia.

Nella presentazione del progetto finanziario, si fa poi riferimento ad un equity del 20%, ossia pari a 731.793 Euro.

Al di là delle dichiarazioni di facciata, il secondo aspetto interessante è il seguente:

ad oggi è possibile contare su una leva finanziaria che non supera l’80% dell’investimento, rispetto al 90% su cui era possibile “contare” fino a qualche tempo fa (2008). Una maggiore difficoltà di accedere al credito che, per chi ci riesce, permette tuttavia di operare con indebitamenti e, quindi, costi minori.

Nella tabella presentata sul periodico si riportano infatti questi dati: finanziamento 80% pari a 2.927173 Euro, interessi passivi cumulati per 20 anni 2.073.234 Euro.

Ulteriore elemento di riflessione sui dati dell’articolo di Capital è il fatto che la proiezione finanziaria è sviluppata stimando una producibilità dell’impianto pari a 1250 MWh. In pratica, si stimano 1250 kWh/kWp, ossia valori che il GSE indica compatibili con le zona italiane del centro nord.

In buona sostanza, il progetto finanziario di cui si sta parlando, correttamente non fa riferimento a producibilità “stratosferiche” sovente  utilizzate in modo improprio dai commerciali d’assalto del settore, ma piuttosto a parametri ragionevolmente e tecnologicamente conseguibili.

La produzione stimata moltiplicata per la tariffa incentivante assegnata agli impianti non integrati (ossia la più bassa) dal DM 19 febbraio 2007, pari a 352,8 Euro/kWh e poi moltiplicata per un prezzo medio di vendita di 90 Euro/kWh, porta a calcolare un totale di ricavi in 20 anni pari a 10.326.713 Euro, numero ottenuto, tenendo conto di un decadimento dello 0,08% della resa dei moduli fotovoltaici.

A questo punto lo sviluppo economico dell’impianto mostra un costo annuale per manutenzione ordinaria, straordinaria, vigilanza assicurazione, amministrazione pari a 2.744.873 Euro, ossia pari al 27% del valore della produzione. I ricavi netti risultanti prima delle tasse ammontano a 1.849.640 Euro, da cui, detratte imposte per 664.776 Euro, si ricava un utile netto pari a 1.184.864 Euro.

A questo fattore innovativo si aggiunge anche quanto previsto nella delibera ARG/elt 74/08 che è entrata in vigore il 1 Gennaio 2009 ed ha definito un nuovo meccanismo di scambio sul posto.

Mentre il vecchio sistema noto “in gergo” con il nome net-metering si basava su un conteggio differenziale fra i kWh immessi in rete e quelli prelevati, il nuovo meccanismo si basa su una valorizzazione economica dell’energia elettrica immessa e di quella prelevata.

In pratica, il nuovo sistema prevede la compensazione tra il valore associabile all’energia elettrica immessa in rete ed il valore associabile all’energia elettrica consumata, anche in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. In questa operazione si tiene conto, da una parte, della valorizzazione dell’energia immessa nei limiti del valore dell’energia elettrica complessivamente prelevata (al netto delle tasse e degli oneri per l’accesso alla rete) e, dall’altra, degli oneri per l’accesso alla rete, nei limiti della quantità di energia elettrica scambiata.

In effetti, nel caso delle fonti rinnovabili, il GSE, alla luce del nuovo meccanismo di scambio sul posto è tenuto a restituire le componenti variabili, espresse in c€/kWh, relative alla tariffa di trasmissione, alla tariffa di distribuzione, agli oneri generali (componenti A e UC) e al dispacciamento.

Il contributo in conto scambio “di acconto” viene erogato dal GSE trimestralmente (calcolato sulla base dei dati di misura dell’energia elettrica in immissione e prelievo risultanti ai gestori di rete e sulla base dell’onere in prelievo stimato secondo un prezzo di riferimento), e una volta l’anno a conguaglio.

La stessa delibera, inoltre, prevede che il GSE riconosca al Soggetto Responsabile dell’impianto incentivato un credito economico in € (e non in kWh) qualora a fine anno il saldo tra energia immessa e prelevata sia positivo. Tale credito va in accumulo di anno in anno e non ha scadenza temporale (a differenza di quanto previsto dalla precedente Delibera 28/06 il cui credito in kWh scadeva dopo 3 anni).

La maggiore o minore convenienza di uno dei sistemi incentivanti non può essere stabilita in maniera univoca poiché le variabili che influenzano la valorizzazione finale dell’energia prodotta sono molte.

Come anche avviene in altri casi nel settore delle rinnovabili è assolutamente indispensabile avvalersi del supporto di figure professionali qualificate, per effettuare un valutazione a priori di tutti i fattori che condizionano la resa tecnica ed economica della soluzione che si vuole intraprendere.

In linea di larga massima, l’analisi delle principali differenze tra tariffa onnicomprensiva e certificati verdi, permette al produttore di avere una prima idea di quale sia la forma di incentivazione che più si adatta alle sue esigenze ed ottimizza l’energia prodotta dall’ impianto.

A tale scopo si devono prendere in considerazione i seguenti punti:

• la tariffa onnicomprensiva incentiva la sola energia elettrica immessa in rete;

• solo il meccanismo dei certificati verdi è compatibile con lo scambio sul posto;

• il prezzo di scambio dei certificati verdi e quello di vendita dell’energia elettrica variano nel tempo mentre la tariffa onnicomprensiva è fissa. In quest’ultimo caso si possono stimare con accuratezza le entrate future, mentre nel primo caso è più complesso fare delle le previsioni poiché queste sono influenzate dall’incertezza connessa al prezzo di vendita del “titolo” certificato verde.

A chiarimento di questo, vengono confrontate le entrate generate dai due possibili scenari di incentivazione sopra descritti (Tabella 4), applicando il calcolo ad un impianto di cogenerazione da 1MW alimentato a biomassa cellulosica prodotta in filiera corta funzionante per circa 8.000 h/anno. Nel confronto proposto si sono assunti i coefficienti moltiplicativi e la tariffa onnicomprensiva riportati nelle Tabelle 1 e 2 e si è assunto un valore costante del prezzo dei certificati verdi, pari a quello attuale.

Riferendoci ai risultati dell’esempio, nell’ipotesi di cui al periodo precedente, a parità di energia elettrica immessa in rete, ad oggi la tariffa onnicomprensiva valorizza maggiormente l’energia prodotta: chiaramente, la tariffa onnicomprensiva risulta tanto più conveniente quanto maggiore è l’energia immessa in rete rispetto all’autoconsumo visto che è solo questa ad essere incentivata.

Il sistema della “tariffa onnicomprensiva” può essere scelto come alternativa ai certificati verdi per una certa tipologia di impianti analoga a quella dei certificati che producono energia elettrica da fonte rinnovabile ed hanno potenza inferiore ad 1MWe. Questa taglia si riduce a 200 kW nel caso di impianti eolici.

Se sussistono queste condizioni, il produttore, può chiedere che il suo impianto sia incentivato tramite una tariffa fissa onnicomprensiva che riconosce una certa cifra per ciascun kWh_e immesso in rete. In Tabella 2 è riportato il valore della tariffa onnicomprensiva riconosciuto a ciascun tipo di fonte rinnovabile, così come specificato nella Legge Finanziaria 2008.

La tariffa di cui alla Tabella 2:

• viene erogata per un periodo di 15 anni a valore costante in funzione della fonte rinnovabile utilizzata;

• accorpa sia il valore dell’incentivo (inteso come € corrisposto ad ogni kWh_el rinnovabile immesso in rete) sia il valore della vendita dell’energia elettrica immessa in rete.

Il dispositivo legislativo prevede che i valori della tariffa onnicomprensiva possano essere variati, ogni tre anni, con decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, rimanendo poi comunque costanti per il periodo di erogazione dell’incentivo. Le future variazioni dovranno in ogni caso assicurare la congruità della remunerazione ai fini dell’incentivazione dello sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili secondo i concetti già espressi in merito ai certificati verdi.

Per quanto attiene alla cumulabilità degli incentivi, il Decreto Legislativo 18 Dicembre 2008, non solo rimanda all’articolo della Finanziaria 2008 in cui viene sottolineato che: “la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, entrati in esercizio in data successiva al 31 dicembre 2008, ha diritto di accesso agli incentivi sopra descritti a condizione che i medesimi impianti non beneficino di altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto energia, in conto capitale o in conto interessi con capitalizzazione anticipata”, ma, inoltre, specifica che “…per gli impianti alimentati da biomasse di filiera i certificati verdi e la tariffa fissa onnicomprensiva sono cumulabili con altri incentivi pubblici di natura nazionale, regionale, locale o comunitaria in conto capitale o conto interessi con capitalizzazione anticipata, non eccedenti il 40% del costo dell’investimento..”.

In questo caso è consentito l’uso di una percentuale massima pari al 20% di biomasse non da filiera.

Nello specifico con biomasse di filiera si intendono “le biomasse ed il biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali…oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall’impianto che li utilizza per produrre energia elettrica.”

Un discorso a parte deve essere fatto per quanto riguarda l’energia elettrica prodotta da biomassa da filiera.

Ad oggi si è ancora in attesa del Decreto del Ministro delle Politiche Agricole Alimentari e Forestali, attraverso cui sarà possibile definire in maniera univoca se la biomassa utilizzata in un impianto per la produzione di energia elettrica è classificabile come biomassa da filiera ai fini dell’incentivazione.

In questo periodo di transizione, il GSE applicherà all’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da biomasse da filiera, così come definite nel DM 18 Dicembre 2008, il coefficiente moltiplicativo di 1,1 per i certificati verdi e la tariffa di 0,22 €/kWh in caso di tariffa onnicomprensiva.

In seguito all’emanazione del decreto di cui sopra, il GSE procederà in entrambi i casi al conguaglio per tutti quegli impianti che dimostreranno la rispondenza delle biomasse utilizzate alle disposizioni del decreto stesso.