Moduli fotovoltaici – come scegliere i migliori

I moduli fotovoltaici saranno sempre più protagonisti del futuro energetico mondiale poiché costituiscono una fonte di energia semplice, con bassi costi di manutenzione, e applicabile sempre più su larga scala; ma come scegliere i migliori moduli per massimizzare profitti e produzione? In questo articolo, vi raccontiamo come fare, ottimizzando così il vostro futuro impianto solare.

I moduli fotovoltaici saranno sempre più protagonisti del futuro energetico mondiale poiché costituiscono una fonte di energia semplice, con bassi costi di manutenzione, e applicabile sempre più su larga scala; ma come scegliere i migliori moduli per massimizzare profitti e produzione? In questo articolo, vi raccontiamo come fare, ottimizzando così il vostro futuro impianto solare.

L’innovazione nel settore dei moduli fotovoltaici è esponenziale e la tecnologia è considerata ancora in fase di sviluppo giovanile [1]. Bisogna ricordare infatti, che la tecnologia solare fotovoltaica “commerciale” di massa, escludendo quindi quella spaziale o di particolari ambiti industriali, ha iniziato a diventare significativa a partire dal 2000. Da allora, la produzione e le installazioni nel mondo sono aumentate con una crescita media del 34% all’ anno [7]. Al contempo, i rendimenti sono quasi raddoppiati in 10 anni, passando dalla media del 13% del 2010 alla media odierna intorno al 20/22%. Per introdurre al meglio l’argomento, l’evoluzione che noi di Energyhunters proponiamo della tecnologia nel tempo è quella di seguito esposta, riferendosi a moduli per applicazione civile:

  • Generazione 0primi modelli di moduli fotovoltaici per applicazioni civili (1990 – 2000): potenze inferiori ai 100 Wp per pannello, per applicazioni soprattutto mobili e non aggregate, rendimenti inferiori al 12%, piccole dimensioni e substrato quasi esclusivamente policristallino
  • Prima generazione: (2000 – 2015): inizia la produzione di massa con moduli quasi tutti unificati sugli standard 60 celle e 1,7 m2 di superficie, moduli con potenze crescenti col tempo da 130 a 250 Wp. La produzione si sposta maggiormente in Medio Oriente (Cina) e i rendimenti raramente superano il 14% con tecnologia soprattutto poli cristallina.
  • Seconda generazione: (2015 – oggi): il mercato del fotovoltaico civile si differenzia definitivamente fra impianti a terra (utility/industrial scale) con dimensioni unitarie sempre maggiori (2,1 m2), moduli a 1500 V/72 celle e impianti domestici (retail) in cui permane lo standard dimensionale 1,7 m2, 60 celle e 1000 V. La tecnologia sempre più dominante è quella monocristallina e PERC che abbatte le perdite di temperatura, invecchia meno con il tempo e garantisce rendimenti compresi fra il 20 e il 23%.
  • Terza generazione: (il futuro): si può prevedere che la tendenza sarà quella di abbandonare la tecnologia a substrato di silicio mono strato, si affacciano al futuro le tecnologie a substrato di Perovskite e a silicio multistrato (multi layer cell). I rendimenti attesi sono superiori al 25/30% medio entro il 2027/2030.
Cronistoria del fotovoltaico dal 1990 in avanti
Figura 1 – Storia ed evoluzione tecnologica del fotovoltaico dal 1990, secondo Energyhunters

Come muoversi quindi per scegliere e valutare i propri moduli fotovoltaici? In realtà i parametri più importanti, prima di quelli tecnici, sono ovviamente le dimensioni e il costo. Riguardo alle dimensioni il mercato retail (per le abitazioni) è quasi esclusivamente dominato da moduli di dimensioni 1,7×1 m circa con 60 celle, si può optare per moduli più grandi solo in caso di superfici da coprire grandi, complanari e senza differenze di ombre. Per poter adattare l’impianto a ombreggiamenti e orientamenti particolari, consigliamo di utilizzare pannelli di misura standard 1,7x1m.

Il secondo passo della scelta è quello relativo al costo. Riguardo a questo parametro il nostro consiglio è di non badare a spese. Bisogna infatti considerare che un impianto fotovoltaico è un oggetto che vorremmo mettere sul tetto, e là deve restare per decenni, dando meno problemi possibile. Per questo consigliamo sempre, avendo la disponibilità, di andare su aziende con produzioni annue elevate e alta esperienza e su moduli di alta qualità, senza, avendo la possibilità, di guardare troppo al costo. L’impianto fotovoltaico è una cosa che probabilmente faremo una volta nella vita e conviene investirci molto quando lo si costruisce per sfruttarne i vantaggi di solidità, performance e affidabilità nel tempo.

Superati questi due discrimina, si può pensare a come giudicare i moduli dal lato tecnico. Di seguito troverete una flowchart concettuale per la scelta che potrete sempre utilizzare, dopodiché descriveremo il significato e l’importanza di ogni parametro per la scelta.

Come scegliere moduli fotovoltaici
Figura 2 – Flow chart decisionale per la scelta di moduli fotovoltaici

Andiamo quindi ad analizzare come valutare i parametri tecnici descrivendoli uno per uno e vediamo poi come aggregare i dati per prendere una decisione finale. Abbiamo assegnato ad ogni parametro un peso matematico ossia un’importanza che riveste nella scelta. Partiremo dai più importanti per poi scendere ai meno importanti.

Il rendimento dei moduli (Efficency) – η

Peso/importanza: 4/10

Il rendimento di un modulo fotovoltaico [2], come ogni altro rendimento fisico, non è altro che la capacità di trasformazione del sistema di un’energia all’altra. In questo caso il sistema è il modulo fotovoltaico in analisi e la conversione è fra la radiazione elettromagnetica solare incidente e l’energia elettrica in uscita. In termini matematici è definibile come segue:

  • Pel.OUT: ci si riferisce alla potenza elettrica in uscita dal modulo fotovoltaico [W]
  • Psol.IN: ci si riferisce all’irraggiamento del sole incidente sulla superficie del modulo in esame come potenza radiativa [W]
  • STC: È un acronimo che sta per “standard test conditions” esso rappresenta lo standard di condizioni ambientali nelle quali i moduli fotovoltaici sono testati. Questo standard, riconosciuto ed utilizzato in tutte le parti del mondo consta in tre condizioni: Temperatura di prova dei moduli durante la prova di 25°C, Irraggiamento solare pari a 1000 W/m2 che è un ottimo irraggiamento e un terzo standard, detto AIR MASS: 1,5 che fissa le condizioni di posizione del sole rispetto alla posizione della superficie inclinata in test (il modulo). In particolare, queste condizioni sono di una superficie inclinata in test di 37° rispetto ad un disco solare alto 41,81° sull’orizzonte, con atmosfera chiara.
  • IMPP: da leggere fra i dati di targa del modulo, è la corrente erogata dal modulo nel punto di massima potenza con le condizioni STC
  • VMPP: da leggere fra i dati di targa del modulo, è la tensione ai capi del modulo nel punto di massima potenza con le condizioni STC
  • I(STC): è l’irraggiamento solare incidente sul modulo in condizioni STC ossia 1000 W/m2
  • Smodulo: è la superficie del modulo in [m2]
  • PN: da leggere fra i dati di targa del modulo, è la potenza nominale del modulo fotovoltaico alle condizioni STC, pari a IMPP x VMPP in [W]

Nel caso dei moduli fotovoltaici, più alto è il rendimento, più energia elettrica si ricaverà a parità di superficie incidente e quindi più qualità avrò il modulo. Il rendimento è sicuramente il parametro più importante e quindi quello a cui abbiamo affidato un peso maggiore nella nostra scelta, anche se come vedremo non è l’unico. Sul rendimento bisogna ricordare che:

  • Superficie rendimento e potenza sono legati. Se due pannelli hanno dimensioni simili, il rendimento li qualifica univocamente: più alto è, più i moduli saranno potenti
  • Il rendimento dei moduli è influenzato da diversi parametri ma è anche caratteristico di ogni tipologia di moduli (mono o poli cristallino, film sottile ecc.) esso, infatti, misura la capacità di convertire un certo numero di frequenze della luce solare, e questa caratteristica è tipica di ogni modulo e quindi di substrato. Uno dei motivi, ad esempio, per cui la perovskite è promettente come materiale futuro, è che riesce a catturare luce su un intervallo di frequenze più ampio dei migliori mono cristallini attuali e questo, risulterebbe in un maggiore rendimento.
  • Per quanto detto sopra, il rendimento non cambia se c’è poca luce solare o tanta, esso è praticamente indipendente dalla quantità di irraggiamento solare, ossia il modulo lavora a rendimento costante in tutte le condizioni di irraggiamento. Resta inteso che la potenza in uscita dal modulo è proporzionale alla quantità di luce incidente

Tiriamo quindi le conclusioni su questo parametro e su come valutarlo nel complesso della qualità di un modulo. Assegneremo un coefficiente per ogni parametro riferendosi alle migliori aspettative di mercato. In questo caso abbiamo scelto un rendimento del 25% come limite di riferimento.

Parametro in valutazione Definizione (a ISTC) Coefficiente di valutazione (peso 40%)

Rendimento (Efficiency)

(misurato alle condizioni STC)

η [-]

Il coefficiente di temperatura (Pmax) – αPMAX

Peso/importanza: 2/10

I moduli fotovoltaici soffrono il caldo, indipendentemente dal materiale con cui sono costituiti [3]. Questo perché nei semiconduttori, il substrato attivo, soffre l’agitazione termica provocata dal riscaldamento. Più la temperatura del modulo sale, più gli elettroni che sono pronti per generare lavoro elettrico circolando su un carico elettrico, collidono fra loro e dissipano energia cinetica decadendo nel substrato non attivo o comunque non ordinandosi per partecipare alla produzione di potenza. Questo effetto è alla base delle cosiddette “perdite per temperatura” che, in un impianto fotovoltaico per abitazione, rappresentano oggi circa il 50% delle perdite totali di impianto solare, e sono pari al 7/10% per i vecchi moduli policristallini, ed oggi a circa il 5% con i mono cristallini anche se queste quote variano ovviamente in base alla temperatura dell’ambiente esterno. Per misurare quanta potenza perdono i moduli per temperatura, ogni modulo riporta dei coefficienti di temperatura:

  • Coefficiente di temperatura in corrente ISC: perdita (o guadagno) di corrente di corto circuito percentuale che il modulo fotovoltaico ha, aumentando la sua temperatura per ogni grado sopra quella di prova. Solitamente è positivo, il che significa che la corrente aumenta all’aumentare della temperatura.
  • Coefficiente di temperatura in tensione a circuito aperto VOC: perdita percentuale di tensione a vuoto che il modulo ha, aumentando la sua temperatura per ogni grado sopra quella di prova. È negativo e molto più impattante del coefficiente in corrente.
  • Coefficiente di potenza massima αPmax: è il coefficiente combinato dei due precedenti (dato anche che in generale P=VI) ed è il parametro da prendere a riferimento. È negativo come quello di tensione, e misura la perdita di potenza di picco, e quindi di rendimento, per grado centigrado del modulo fotovoltaico oltre le condizioni STC (25°C)

Le relazioni che regolano la temperatura dei moduli fotovoltaici rispetto alla temperatura ambiente sono oggetto di molti studi e sono abbastanza complesse poiché il modulo fotovoltaico è soggetto a scambio termico convettivo (il vento), conduttivo (l’aria esterna) e di irraggiamento (il sole appunto). Assumendo presenza di vento leggerissimo (1 m/s), e una dipendenza solo dall’irraggiamento solare, si può considerare il seguente modello termico semplificato per farsi un’idea di come variano le temperature nel sistema moduli/atmosfera:

Dove:

  • I: Irraggiamento solare [W/m2]
  • Tmodulo: temperatura del modulo fotovoltaico [°C]
  • Tamb: temperatura ambiente [°C]

Un basso coefficiente di temperatura, pertanto, è tanto più importante quanto sono più alte le temperature medie diurne esterne dove lo si va ad installare. L’avvento della tecnologia monocristallina ha oggi portato i coefficienti di temperatura sulla potenza massima intorno ai -0,25%/°C di perdita per i migliori moduli in circolazione, contro i -0,45%/°C della tecnologia policristallina 2010 per cui si può dire che un modulo moderno di prima fascia, perde oggi il 45% in meno di energia rispetto al 2010 a parità di condizioni ambientali, corrispondenti al 4/5% di perdine in meno totali di impianto.

Volendo prendere a riferimento il migliore coefficiente auspicabile per questo coefficiente (-0,25 %/°C) si può concludere la valutazione per questo parametro come segue:

Parametro in valutazione Definizione Coefficiente di valutazione (peso 20%)

Coefficiente di temperatura α della potenza massima Pmax [%/°C]

Dove PT=STC+1 è la potenza elettrica disponibile al modulo nel punto di massima potenza alla temperatura del modulo T superiore di un grado di quella alle condizioni STC. Di seguito, in Figura 3, illustrazioni sull’effetto della temperatura sul rendimento dei moduli e alcune considerazioni di quanto descritto:

Figura 3 – In alto a sinistra: effetto della temperatura sulle curve IV dei moduli fotovoltaici, a destra in alto: modello semplificato dell’andamento della temperatura della cella in funzione della temperatura esterna e dell’irraggiamento solare, a sinistra in basso: valore assoluto e relativo delle perdite tipiche di un impianto fotovoltaico, a destra in basso: andamento delle perdite di temperatura durante l’anno in un impianto residenziale, si noti come le perdite possono essere “guadagni” nei mesi freddi quando la temperatura media scende dipiù.

L’invecchiamento

Peso/importanza: 2/10

I moduli fotovoltaici invecchiano come ogni altra cosa [4][5]. Il vero quid è quantificare QUANTO. L’argomento è ancora ampiamente dibattuto e lungi da essere chiaro dal punto di vista scientifico. Quello che si sa ad oggi è che le stime dei primi anni 2000, di una perdita per invecchiamento del 1,5% del rendimento all’anno, oggi sono oggi ridimensionate a numeri della metà e gli accorgimenti tecnologici di costruzione puntano a invecchiamenti ancora inferiori. Insomma, i moduli fotovoltaici invecchiano sicuramente, ma molto molto meno di quanto si pensasse nel 2010.

I costruttori di moduli considerano un modulo invecchiato o non più utilizzabile quando il suo rendimento diventa l’80% del dichiarato come nuovo.

Il nuovo standard per misurare l’invecchiamento è la cosiddetta lifetime warranty o assicurazione di vita. Ogni costruttore dichiara quanto sarà il rendimento del suo modulo, generalmente dopo 25 anni di esercizio esprimendola in percentuale di rendimento residuo rispetto al nominale.

Prendendo questo numero si può quindi valutare se un modulo ha un migliore o peggiore invecchiamento.

Parametro in valutazione Definizione Coefficiente di valutazione (peso 20%)
Rendimento residuo assicurato dopo 25 anni di esercizio β

(Solar module otput warranty)

Come si vede abbiamo preso a riferimento il non invecchiamento del modulo (1 al denominatore del coefficiente di valutazione) anche se sappiamo bene che è impossibile da raggiungere.

In realtà è bene considerare che in campo tecnico vengono definiti invecchiamento molti processi di degradazione come la delaminazione, il cracking, il browing e altri che oggi l’industria ha imparato ad eliminare o comunque a limitare moltissimo grazie all’esperienza fatta sul campo costellata di enormi ricorsi alla garanzia per degrado precoce di moduli.

Tolti quindi questi effetti meccanici indotti spesso dalle condizioni meteo esterne, si può dichiarare che rimane il vero e proprio invecchiamento che in gran parte è dovuto al bombardamento UV del modulo fotovoltaico da parte dei raggi solari. Questi raggi inquinano il pannello formando molecole al suo interno che degradano il substrato attivo. Anche questo fenomeno è oggi parzialmente arginato dalla purezza crescente dei substrati e da strati attivi anti UV.

Per moduli moderni di alta qualità monocristallina, se non ci sono difetti congeniti di produzione, ci si può aspettare un decremento di potenza dello 0,2/0,25% all’anno ossia una perdita di solo 5/7% di rendimento dopo 25 anni, un valore bassissimo che costituisce un altro punto di forza del fotovoltaico rispetto ad altre tecnologie energetiche.

L’effetto Stabler-Wronsky

Una piccola menzione deve essere fatta sulle prime 100/300 h di utilizzo di un modulo fotovoltaico. Nel 1977 è stato osservato da Stabler e Wronsky [6], un effetto di invecchiamento rapido di tutti i substrati di silicio semiconduttore esposto a luce solare nelle prime ore di funzionamento. Si sa ancora pochissimo sulle cause di questo fenomeno, ma sicuramente esso è presente per tutte le tecnologie fotovoltaiche con perdite importanti nelle perovskiti e nei substrati di silicio amorfo.

Tutto questo per dire che nelle prime settimane di esercizio, qualunque sia il modulo, si osserverà un effetto di stabilizzazione al ribasso del rendimento con una perdita compresa fra l’1,5 e 3% di rendimento rispetto ai valori nominali. Tale effetto sparisce dopo questo periodo, che si suppone fungere da assestamento delle coppie lacuna-elettrone all’interno del substrato attivo.

 Fill Factor – FF

Peso/importanza: 1/10

Il fill factor, in italiano “fattore di riempimento” misura in sostanza quanto è performante il rendimento di un modulo fotovoltaico rispetto a quanto lo potrebbe essere al suo massimo teorico se non avesse perdite intrinseche nella sua costruzione. Il dato è adimensionale e rappresenta un rapporto di potenze, esso non è ricavabile direttamente ma va calcolato con la semplice espressione seguente dai dati di targa dei moduli.

Con:

  • Impp: corrente erogata dal modulo nel punto di massima potenza
  • Vmpp: tensione erogata dal modulo nel punto di massima potenza
  • Isc: corrente di cortocircuito del modulo [A]
  • Voc: tensione a circuito aperto del modulo [V]

Più il fill factor si avvicina ad 1, più la curva IV (in verde in Figura 4) tende ad assomigliare ad un quadrato e più il modulo è, tecnologicamente, sfruttato al massimo. Abbiamo dato poca importanza al fill factor (0,1 di coefficiente) perché esso è strettamente correlato al rendimento. Alti rendimenti in spazi limitati si traducono in alti fill factor e viceversa. Rimane comunque un parametro molto importante poiché è indicativo della qualità a tutto tondo del modulo fotovoltaico e per questo è preso in considerazione. In Figura 4 si può trovare una rappresentazione grafica di cosa rappresenta in termini elettici.

Fill Factor
Figura 4 – La curva verde rappresenta l’andamento di corrente e tensione in un modulo fotovoltaico all’irraggiamento STC. Il rapporto fra i due quadrati gialli rappresenta il fill factor, se il FF fosse 1 si avrebbe un quadrato al posto della curva verde
Parametro in valutazione Definizione Coefficiente di valutazione (peso 10%)
Fill Factor (FF)

Il NOCT

Peso/importanza: 1/10

L’ultimo parametro che riteniamo importante nella valutazione di un modulo fotovoltaico è il NOCT, in inglese “Nominal Operating Current Temperature”. Abbiamo già scritto su questo argomento in maniera approfondita qui. Ci limitiamo a ribadire che questo valore rappresenta la temperatura del modulo fotovoltaico che il produttore dichiara, sotto le seguenti condizioni ambientali:

  • Irraggiamento sulla superficie del modulo: 800 W/m2
  • Temperatura dell’aria: 20°C
  • Velocità del vento: 1 m/s
  • Modulo appoggiato su di una superficie (retro non libero)

Come visto in precedenza, più alta è la temperatura di esercizio e peggiore è il rendimento dei moduli, ne consegue che maggiore sarà il NOCT peggiore sarà la qualità del modulo. Il valore di riferimento e usualmente dato è 45°C ma puntiamo a un valore migliore di 40°C come benchmark per il futuro, al fine di costruire il nostro indicatore.

È prevedibile che con l’evoluzione tecnologica questo valore NON riuscirà ad abbassarsi poiché esso è determinato non tanto dalla tecnologia del substrato attivo che evolve, quanto dalla forma e dal materiale che costituisce il pannello che, almeno per ora, è sempre a base di silicio. Difficilmente quindi si troveranno NOCT che si discostano dai 44/45°C.

Parametro in valutazione Definizione Coefficiente di valutazione (peso 10%)
NOCT Temperatura del modulo in produzione alle condizioni NOCT

Classificazione finale e conclusioni

Abbiamo esplorato i 5 parametri che influenzano maggiormente la qualità dei moduli fotovoltaici, vediamo ora come aggregare i dati in una semplice equazione. Abbiamo formulato un’equazione risultante per assegnare ad ogni modulo un punteggio di qualità.

Se si vogliono confrontare due o più moduli fotovoltaici, basterà sostituire nell’equazione seguente i parametri che si trovano nel suo datasheet/catalogo e si otterrà una classificazione crescente secondo il nostro coefficiente di qualità (Quality Index).

 

 

Questo indicatore QI, costituisce un metodo di valutazione univoco per confrontare la qualità di più moduli fotovoltaici diversi e può essere utilizzato per tutte le tecnologie e tutti i tipi di moduli. Più alto è il suo valore, migliore sarà la qualità globale del modulo.

Diffidate infine, da moduli fotovoltaici che non espongono tutti i dati di targa, che non hanno le certificazioni necessarie o che non riportano etichette dietro la superfice.

Riguardo all’andamento del QI possiamo certamente affermare che nel esso è salito di circa 0,18 negli ultimi 10 anni con una diminuzione della crescita negli ultimi anni. Questo sta a significare che la crescita della tecnologia è rapida ma che al tempo stesso siamo probabilmente alla fine dell’era del fotovoltaico mono cristallino e che, di conseguenza, si dovrà passare a nuovo supporto tecnologico per superare i limiti di rendimento attuali.

REFERENCES:

[1]: Mehreen Gul, Yash Kotak and Tariq Muneer – Review on recent trend of solar photovoltaic technology – Energy Exploration & Exploitation – 2016 – https://www.jstor.org/stable/90007414?seq=1

[2]: Efficiency – definizione da PV education: https://www.pveducation.org/pvcdrom/solar-cell-operation/solar-cell-efficiency

[3]: Effetto della temperatura sui moduli fotovoltaici – Approfondimento in lingua inglese su PV education – https://www.pveducation.org/pvcdrom/solar-cell-operation/effect-of-temperature

[4]: Aging of the photovoltaic solar cellsAleksandra Vasic, Boris Loncar, Milos Vujisic University of Belgrade – DOI: 10.1109/MIEL.2010.5490438 Source: IEEE Xplore – https://www.researchgate.net/publication/224147727_Aging_of_the_photovoltaic_solar_cells

[5]: The impact of aging of solar cells on the performance of photovoltaic panels – Sofia Antunes Alves dos Santos, João Paulo N. Torres, Carlos A. F. Fernandes, Ricardo A. Marques Lameirinhas – https://reader.elsevier.com/reader/sd/pii/S2590174521000076?token=2D566DE6E835EBA5E5006AF673115D3871114C6E16D95B0B7A2F1E14E853A049D40A618F9AA4228F4C3DF97F650830D4&originRegion=eu-west-1&originCreation=20210423160340

[6]: Staebler, D. L.; Wronski, C. R. (1977). “Reversible conductivity changes in discharge-produced amorphous Si”. Applied Physics letters.31(4):292.Bibcode:1977ApPhL..31..292Sdoi:10.1063/1.89674ISSN 0003-6951

[7]:The Guardian – How solar power continues to shock the world https://amp.theguardian.com/australia-news/2021/apr/25/insanely-cheap-energy-how-solar-power-continues-to-shock-the-world

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