Moduli solari ibridi (PVT) per cogenerazione solare: aumentare l’efficienza energetica combinando termico e fotovoltaico

Introduzione

Il grande sviluppo dell’industria fotovoltaica degli ultimi anni ha portato alla realizzazione di soluzioni sempre più efficienti e competitive per la produzione di energia elettrica da fonte solare.

Al tempo stesso, come già abbiamo avuto modo di discutere nel nostro blog, la tecnologia fotovoltaica presenta dei limiti intrinseci in termini di prestazioni. In primo  luogo, solo una ridotta parte della radiazione solare viene convertita in energia elettrica, a seconda dal materiale impiegato per le celle: l’efficienza di conversione non supera il 18% nei moduli al silicio cristallino più performanti e costosi. Il secondo limite al rendimento di conversione dei moduli fotovoltaici è legato al  decadimento delle prestazioni all’aumentare della temperatura di esercizio [1], per cui un modulo che presenta un’efficienza nominale del 15% può lavorare al 12% nei mesi più caldi, proprio quando la radiazione solare è più intensa e le potenzialità maggiori. Anche per ovviare a questi inconvenienti, recentemente si è intensificata la ricerca volta alla produzione e commercializzazione su larga scala di sistemi ibridi fotovoltaici e termici (PVT).

Principio di funzionamento dei moduli ibridi

L’idea di accoppiare un modulo fotovoltaico tradizionale ad un collettore termico non è nuova. Già negli anni ’70 furono avviati i primi studi teorici e pratici per investigare i benefici di questa soluzione [2].
Sebbene esistano diverse tipologie di sistemi PVT, nella sua configurazione più semplice un pannello solare ibrido è costituito da un modulo fotovoltaico alloggiato all’interno di un collettore solare termico. Il fluido vettore (aria o liquido) che circola nel collettore asporta il calore in eccesso, il quale viene prodotto sia direttamente della radiazione solare, sia per effetti dissipativi dalla corrente elettrica che fluisce nelle  celle. In sostanza si può affermare che i moduli PVT sono pannelli solari termici in cui l’assorbitore (o piastra captante) è costituito da celle fotovoltaiche.

La rimozione di energia termica dall’elemento fotovoltaico, oltre a mantenerne bassa la temperatura aumentandone l’efficienza, rende disponibile calore che può essere utilizzato per diversi fini: produzione di acqua calda sanitaria, riscaldamento o raffrescamento domestico, preriscaldamento dell’aria in uffici o centri commerciali.

Emerge quindi un primo punto di forza della cogenerazione solare: produzione di energia elettrica e termica contemporaneamente. Il comportamento duale di questi impianti conferisce loro una versatilità che può essere sfruttata per ottimizzare il funzionamento a seconda della località e delle esigenze particolari, privilegiando la produzione di energia elettrica oppure di energia termica. Nel primo caso, si mantiene la temperatura delle celle il più bassa possibile al fine di ottimizzarne il rendimento di conversione fotovoltaica, avendo per contro una temperatura del liquido refrigerante ancora più bassa e quindi limitando le potenzialità di riscaldamento. Nel secondo caso, viene privilegiata l’efficienza termica dell’impianto e si punta ad ottenere fluido refrigerante ad elevata temperatura in uscita dal collettore: per contro le celle fotovoltaiche operano in condizioni non ottimali e l’efficienza elettrica è penalizzata.
In prima approssimazione, il rendimento globale del sistema può essere definito come somma del rendimento elettrico η_e e termico η_th:

Il rendimento così definito indica quale percentuale della radiazione solare incidente su di una superficie viene effettivamente sfruttata e si può raggiungere il 60% nei sistemi PVT. Da questo valore si evince il secondo vantaggio dei pannelli ibridi: un maggior sfruttamento dell’energia disponibile sia rispetto al fotovoltaico tradizionale che al solare termico, che si attestano al 15% e 55%, rispettivamente. Tuttavia, data l’ampia possibilità di configurazione e la profonda dipendenza dalle condizioni climatiche locali, risulta complicato stabilire criteri di confronto universali per il rendimento: diventa pertanto necessario approntare analisi
specifiche per ogni caso.

Tipologie di impianti ibridi

Una classificazione semplificata prevede di distinguere due maggiori famiglie di moduli PVT sulla base del fluido impiegato:

• PVT-liquido
• PVT-aria

A queste si affiancano i PVT a concentrazione e le pareti fotovoltaiche a recupero di calore, che non discutiamo in questa sede.
Nei moduli raffreddati a liquido, un fluido vettore (tipicamente acqua o glicole) circola in una serpentina collocata sotto le celle fotovoltaiche e asporta calore. L’utilizzo di un liquido garantisce un’ottima efficienza di scambio termico e rende più performante la cessione del calore nei sistemi di accumulo.
I sistemi PVT raffreddati ad aria sono più economici e sono esenti da problemi come il congelamento o l’ebollizione del fluido vettore, fenomeni da tenere invece in considerazione per i PVT-liquido. Tuttavia, questa soluzione comporta diversi svantaggi che la rendono competitiva solo per certe applicazioni.
Innanzitutto, la bassa capacità dell’aria di asportare calore, se confrontata al liquido, incide sull’efficienza del recupero termico e sul rendimento delle celle fotovoltaiche. In secondo luogo, gli impieghi per l’aria calda sono concentrati prevalentemente in inverno e danno luogo ad una produzione non richiesta nei
mesi estivi. Infine, si tratta soprattutto di applicazioni di nicchia, come ad esempio il riscaldamento di grandi edifici (centri commerciali, cinema, uffici, etc…) o l’essiccazione di prodotti agricoli. Complicazioni di impianto per sopperire a questi problemi spesso non giustificano la scelta dei moduli PVT-aria

Un altro elemento fondamentale per la classificazione dei pannelli ibridi è il vetro di copertura posto a sigillare il modulo nel lato irraggiato. Laddove presente, la copertura permette di limitare le dispersioni di calore verso l’esterno, migliorando il rendimento termico, ma rappresenta al contempo un ulteriore
strato barriera sopra le celle fotovoltaiche, la cui produzione elettrica risulta penalizzata. Inoltre, le maggiori temperature interne al modulo nel caso in cui il vetro di copertura è presente (possono superare i 150 °C [2]) incidono in negativo sull’efficienza fotovoltaica e introducono ulteriori criticità legate alla deteriorazione delle celle stesse (delaminazione, hot spots, etc.).

La tabella 1 prende spunto dal “PVT Roadmap” elaborato nel 2006 nell’ambito del PVT Forum project [3] e fornisce un criterio di base per la scelta del tipo di modulo PVT a seconda delle applicazioni.

Tabella 1 – Tecnologia più adatta per diverse applicazioni

Applicazioni tipo

Tra le diverse applicazioni domestiche degli impianti PVT vale la pena descrivere le più promettenti, facendo riferimento ai sistemi PVT-liquido:

• Acqua calda sanitaria: La produzione di acqua calda sanitaria avviene semplicemente installando un  accumulatore e uno scambiatore di calore in cui il liquido vettore che raffredda il modulo cede energia termica all’acqua sanitaria, prima che questa entri in caldaia.
• Acqua calda sanitaria e riscaldamento invernale: Alla prima e basilare funzionalità è possibile aggiungere un impianto per il riscaldamento domestico degli ambienti, installando una pompa di calore. Questa assorbe energia elettrica dalla rete (o dal modulo fotovoltaico) per trasferire calore da un ambiente freddo ad uno più caldo. Il fatto che la pompa di calore sia associata ad un modulo ibrido garantisce che sue le condizioni di lavoro non siano troppo sfavorevoli e quindi abbia un rendimento prossimo a quello  ottimale. Se, al contrario, la pompa di calore fosse disgiunta da una fonte di calore, realizzerebbe rendimenti decisamente bassi in inverno e questo è il motivo per cui generalmente non si installano solo pompe di calore per il riscaldamento invernale.
• Acqua calda sanitaria, riscaldamento invernale e raffrescamento estivo: come ultima soluzione per gli usi domestici, citiamo la possibilità di ricorrere ad una pompa di calore ad assorbimento, che possa quindi operare d’inverno per il riscaldamento e d’estate per il raffrescamento domestico.

Valutazioni economiche e pratiche

Sulla base di semplici assunzioni e riferendosi ai lavori di Zondag et al. [4], Privato [5] e Chow [2], si può in prima analisi affermare che, nonostante i costi al m2 per un impianto PVT siano maggiori rispetto al fotovoltaico tradizionale, i tempi di ritorno dell’investimento (CPBT) sono simili e vanno dai 7 ai 10 anni a seconda della località e dell’orientazione. E’ da notare come i pannelli solari ibridi possano beneficiare della detrazione fiscale del 55% (prevista fino a fine 2012 al momento in cui si scrive), cumulabile con gli incentivi previsti dal conto energia per la produzione fotovoltaica. Inoltre, la loro compattezza li rende una soluzione indubbiamente favorita in tutte quelle situazioni in cui non si ha spazio per installare i due impianti fotovoltaico e termico disgiunti.
I lati negativi legati alla cogenerazione solare risiedono soprattutto nella temperatura a cui opera l’elemento fotovoltaico, che è sottoposto a maggiore stress termico, e alla produzione termica che può rivelarsi eccessiva nei mesi più caldi. Qualora infatti la temperatura ambiente sia particolarmente elevata, è necessario asportare comunque calore dal collettore solare al fine di preservare l’assorbitore fotovoltaico e questo può causare un’eccessiva disponibilità di acqua calda non richiesta dall’utenza. Diventa pertanto fondamentale il corretto dimensionamento dell’impianto.

In tabella 2 la sintesi delle valutazioni di cui sopra è riportata in forma di confronto semplificato tra i costi e le prestazioni delle tre soluzioni alternative:fotovoltaico, solare termico e solare cogenerativo.
Si è considerata l’installazione di un impianto a Roma, orientato a sud, con inclinazione ottimale, privo di ombreggiamenti.
Si può innanzitutto notare come gli impianti cogenerativi siano i più costosi, avendo un costo di circa 900 EUR/m2 . Il rendimento nominale della parte fotovoltaica del sistema cogenerativo (14%) è minore del corrispettivo per l’impianto fotovoltaico (15%) siccome questi ultimi sono ottimizzati per la produzione elettrica, mentre i primi devono anche tener conto della produzione termica: sebbene la temperatura d’esercizio delle celle sia generalmente abbassata per effetto del collettore solare, l’efficienza fotovoltaica nominale sarà comunque lievemente inferiore rispetto ad un modulo progettato per la sola produzione elet-
trica. L’efficienza termica nominale di un collettore solare tradizionale (65%) è maggiore di quella del sistema PVT (55%), per lo stesso motivo e anche perchè parte della radiazione incidente viene convertita in energia elettrica.
Si sono considerate le perdite per temperatura e approssimate quelle legate a sporco, derating e nverter/circuito idraulico.
Per quanto riguarda gli incentivi alla produzione fotovoltaica dal conto energia, generalmente gli impianti PVT possono godere dell’incentivo “su edificio”, al pari degli impianti fotovoltaici tradizionali.
Non si sono incluse le detrazioni fiscali del 55% attualmente previste per l’installazione di pannelli termici, ottenibili sia per il solare termico tradizionale che per i sistemi PVT e che consentono risparmi notevoli, sebbene dilazionati in 10 anni.
Date queste assunzioni, il tempo di ritorno semplice dell’investimento (CPBT) risulta essere simile per i sistemi PVT e fotovoltaici ed è di circa 8 anni; risulta invece leggermente maggiore per il solare termico tradizionale.
Nella seconda parte della tabella si studia la situazione per ognuna delle tecnologie, qualora si consideri un’impianto domestico per una famiglia di 4 persone.
Nel caso di un impianto solare fotovoltaico, a patto di avere sufficiente superficie disponibile, è possibile coprire circa 20 m2 per ottenere 3 kWp di potenza elettrica, pari alla potenza impegnata nella maggior parte delle abitazioni. Per il solare termico e cogenerativo, invece, le dimensioni dell’impianto sono limitate dalla produzione termica: gli impianti devono coprire circa 1 m2 a persona, leggermente maggiorati per il solare cogenerativo che ha rendimenti minori. Questo comporta una potenza elettrica di picco inferiore al kW per il solare ibrido.

I costi di installazione sono maggiori per il fotovoltaico che però, in virtù degli incentivi regolati dal conto energia, assicura ricavi annui più consistenti.

Tabella 2: Confronto tra metodi di sfruttamento dell’energia solare. Roma, azimut 0°, tilt 30° (1494 kWh/m² annui).

Conclusioni

La tecnologia della cogenerazione solare non è che all’inizio del proprio sviluppo commerciale e rappresenta un notevole passo avanti nella direzione di un miglior sfruttamento della risorsa solare.
La cogenerazione solare realizzata da pannelli ibiridi è interessante laddove ci siano richieste di energia termica anche d’estate, al fine di asportare continuativamente calore dalle celle fotovoltaiche anche nei mesi più caldi. In caso di ridotta superficie disponibile la tecnologia PVT può rivelarsi una valida alternativa d’investimento ai pannelli fotovoltaici, garantendo tempi di ritorno dell’investimento simili, a fronte però di una spesa iniziale maggiore.

Riferimenti bibliografici

[1] https://www.energyhunters.it/content/l%E2%80%99effetto-della-temperatura-sull%E2%80%99efficienza-dei-moduli-fotovoltaici-cosa-sapere-sul-noct

[2] T.T. Chow, A review on photovoltaic/thermal hybrid solar technology, Applied Energy, Volume 87, Issue 2, February 2010, Pages 365-379, ISSN 0306-2619, 10.1016/j.apenergy.2009.06.037.

[3] http://www.pvtforum.org/index.html

[4] H.A. Zondag, D.W. de Vries, W.G.J. van Helden, R.J.C. van Zolingen, A.A. van Steenhoven, The yield of different combined PV-thermal collector designs, Solar Energy, Volume 74, Issue 3, March 2003, Pages 253-269, ISSN 0038-092X, 10.1016/S0038-092X(03)00121-X.
(http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0038092X0300121X)

[5] C. Privato La potenzialità degli impianti fotovoltaico-cogenerativi Workshop AIEE-ISES “La produzione termica da Fonti Rinnovabili per il raggiungimento del target 2020”, Roma, 21 aprile 2010