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Integrazione architettonica
Gli impianti fotovoltaici possono essere non integrati architettonicamente (Nia), parzialmente integrati (Pia) o integrati (Ia). Maggiore è l'integrazione, maggiori sono gli incentivi accordati dal Conto energia. Semplificando, un impianto è detto integrato architettonicamente se si inserisce in un edificio, per esempio se fa parte del tetto. È parzialmente integrato (la casistica più diffusa) se i moduli sono appoggiati sul tetto. Non è integrato nel caso di impianti a terra o su tetti piani. Una guida agli interventi validi ai fini del riconoscimento dell'integrazione architettonica del fotovoltaico è stata messa a punto del GSE.
L
Luce
Per misurare l'intensità della luce si usa la nozione di irraggiamento. Corrisponde alla radiazione solare istantanea incidente sull'unità di superficie. Si misura in kW/m2. L'irraggiamento rilevabile all'Equatore, a mezzogiorno e in condizioni atmosferiche ottimali, è pari a circa 1.000 W/m2. Una misura dell'irraggiamento nel proprio comune si può ottenere consultando l'atlante italiano della radiazione solare dell'Enea o altri software.
M
Materiali
I materiali più utilizzati per i moduli fotovoltaici sono il silicio monocristallino, il silicio policristallino e il silicio amorfo (o film sottile).
I moduli in silicio policristallino costano leggermente meno di quelli in monocristallino, ma hanno anche una resa minore (12% contro il 16% del monocristallino). La produzione delle celle e dei moduli avviene soprattutto in Asia o in Germania.
Oltre ai classici moduli in silicio mono e policristallino, si stanno diffondendo i pannelli di tipo "film sottile", che attualmente hanno una quota prossima al 10% del mercato globale (si veda l'articolo sul nostro sito). Il film sottile è un prodotto della tecnologia che sfrutta la deposizione di un sottilissimo strato di materiali semiconduttori per la realizzazione della cella fotovoltaica. Le famiglie di moduli a film sottile sono tre: i moduli in silicio amorfo (a-Si); quelli CdTe (telloruro di cadmio); e quelli CIS/CIGS, che basano il loro funzionamento su svariati composti ternari.
In generale, lo svantaggio è dato dalla bassa efficienza (resa di circa il 10%), che costringe a installare pannelli più ampli, mentre il vantaggio è dato dai costi minori.
N
Neve
La neve impatta sui pannelli fotovoltaici sia perché riduce la produzione di energia, sia perché pone un problema di sovraccarico di peso sui tetti. Per risolvere questo problema un'azienda tedesca ha messo a punto un tergicristallo, mosso da un argano a motore, che pulisce la superficie e spinge la neve fuori dal tetto. Il sistema serve anche a rimuovere la polvere in estate. Sono sul mercato anche dei sistemi termici che hanno l'obiettivo di sciogliere la neve sui pannelli.
O
Ombra
L'ombreggiamento è una delle cause di perdita di efficienza di un impianto fotovoltaico. Ci sono due tipi di ombreggiamento: quelli "clinometrici", dovuti alla presenza di colline, montagne, alberi, edifici, posti a una distanza sufficientemente grande da ritenere che i loro effetti siano uguali per ogni modulo che compone l'impianto. Gli ombreggiamenti locali sono dovuti alla presenza di alberi, edifici, pali, fili, antenne, comignoli eccetera, posti a piccola distanza dal campo fotovoltaico. In questo caso l'ombreggiamento non è omogeneo ma va a concentrarsi su pochi moduli o parte di essi. Gli effetti possono essere più gravi rispetto a quelli degli ombreggiamenti clinometrici. Il calcolo della perdita dell'efficienza non è facile, perché gli effetti sono molto variabili a seconda di come impatta l'ombra. Sono disponibili dei software simulatori appositi.
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Perdite di efficienza
Sono numerosi gli elementi che procurano delle perdite di efficienza dell'impianto, alcuni dei quali fisiologici. La loro somma porta a una perdita di poco meno del 20% dell'efficienza dell'impianto.
Tra le cause c'è in primo luogo quella della "riflessione", quando particolari ambienti circostanti l'impianto come grandi superfici di colore bianco possono ridurne la percentuale di incidenza. Il software Simulare 8.3 calcola una perdita di efficienza standard del 2% per questa tipologia di problema. Altri sono l'"ombreggiamento" (perdita standard del 3,5%); il "mismatching" (4,25%), che si ha quando i vari sottocampi di un campo fotovoltaico non sono omogenei dal punto di vista del funzionamento elettrico; l'"effetto temperatura" (4,25% standard), quando ci sono più di 25 gradi centigradi; i "quadri in continua" (1,75%), ossia perdite di cablaggio locale e globale; le perdite riconducibili all'inverter (5,75%); e quelle per "polluzione" (0,75%), che dipendono dalle condizioni meteo.
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