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Per agevolare l'installazione di impianti fotovoltaici sulle coperture di edifici a servizio di attività soggette ai controlli di prevenzione incendi, visto l’elevato numero di richieste per l’emergenza energetica in atto, il legislatore con il D.L. 144/ 2022 (GU n. 223 del 23 Settembre 2022), all’art.16 ha stabilito che nel caso in cui, a seguito dell'installazione di tali tipologie di impianti, sia necessaria la valutazione del progetto antincendio, i termini per il parere vincolante dei VV.F. sono ridotti, fino al 31 Dicembre 2024, da sessanta a trenta giorni, al fine di snellire l’iter burocratico.

 

Modifiche alle attività soggette 

 

Gli impianti fotovoltaici non rientrano fra le attività soggette a controllo di prevenzione incendi in quanto non ri-comprese nell’elenco di cui all’allegato 1 del D.P.R. 151/2011.  

Tuttavia, l'installazione di un impianto fotovoltaico a servizio di un’attività soggetta ai controlli di prevenzione incendi comporta senza dubbio una modifica alla valutazione del rischio incendio redatta dal tecnico abilitato, la cui gestione è regolamentata dal D.M. 7 Agosto 2012, che prevede adempimenti differenziati a seconda che le modifiche siano: 

- « Non sostanziali » (è sufficiente dichiararle in fase di attestazione di rinnovo periodico).

- « Senza aggravio» delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio (occorre presentare una nuova segnalazione certificata di inizio attività). 

- Con aggravio» delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio (occorre presentare un nuovo esame progetto). 

 

 

Valutazione delle modifiche 

 

La valutazione del tipo di modifica viene effettuata dal progettista attraverso la valutazione del rischio tesa a individuare le soluzioni più idonee per il raggiungimento degli obiettivi di sicurezza antincendio. 

Il professionista potrà tener conto delle soluzioni tecniche contenute nelle note DCPREV prot. n. 1324 del 7 Febbraio 2012 e n. 6334 del 4 Maggio 2012, pur se le stesse non devono essere considerate quali indicazioni prescrittive. 

Per «impianto fotovoltaico a servizio di un'attività soggetta ai controlli di prevenzione incendi» si intende un impianto incorporato nell'attività soggetta, indipendentemente dall'utilizzatore finale, ovvero un impianto i cui moduli ricadono, anche parzialmente, nel volume delimitato dalla superficie cilindrica verticale avente come generatrice la proiezione in pianta del fabbricato, inclusi aggetti e sporti di gronda.

 

 

Adempimenti di prevenzione incendi

 

Qualora dalla valutazione del rischio incendio emerga un aggravio delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio, dovrà essere richiesto l'esame del progetto ( per le attività di categoria B e C) al Comando provinciale dei Vigili del fuoco e, a lavori ultimati, dovrà essere presentata la Segnalazione certificata di inizio attività prima dell'inizio dell’attività.

Se invece non emerga un aggravio delle preesistenti condizioni di sicurezza antincendio, dovrà essere aggiornata la pratica con la presentazione della Scia. 

In caso di presentazione della Scia senza preventiva approvazione del progetto la documentazione dovrà essere integrata con la valutazione del rischio. 

 

Caso di «aggravio di rischio» 

 

L'installazione di un impianto fotovoltaico può comportare per l'attività servita, in funzione delle caratteristiche elettriche, costruttive e delle modalità di posa in opera, un aggravio del preesistente livello di rischio di incendio. 

 

Nel valutare tale eventuale «aggravio di rischio» per il legislatore devono essere presi in considerazione i seguenti aspetti per consentire l'individuazione degli adempimenti previsti all'art. 4, comma 6, del D.P.R. n. 151/2011: 

 

> Interferenza con il sistema di ventilazione dei prodotti della combustione come, ad esempio, l'ostruzione parziale/totale di traslucidi, impedimenti per l'apertura degli evacuatori. 

> Ostacolo alle operazioni di raffreddamento o estinzione di tetti combustibili. 

> Modalità di propagazione dell'incendio in un fabbricato delle fiamme all'esterno o verso l'interno del fabbricato (presenza di condutture sulla copertura di un fabbricato suddiviso in più        compartimenti, modifica della velocità di propagazione di un incendio in un fabbricato mono compartimento).

> Sicurezza degli operatori addetti alla manutenzione. 

> Sicurezza degli addetti alle operazioni di soccorso.

Requisiti tecnici

 

Dal punto di vista della sicurezza, occorre tenere conto che è impossibile porre il sistema fuori tensione in presenza di luce solare. 

 

Questo costituisce un elemento di attenzione non solo in fase di costruzione e manutenzione del generatore fotovoltaico, ma anche in caso di intervento di soccorso.

 

Ai fini della prevenzione incendi gli impianti FV dovranno essere progettati, realizzati e manutenuti a regola d’arte. 

Ove gli impianti siano eseguiti secondo i documenti tecnici emanati dal CEI (norme e guide) e/o dagli organismi di normazione internazionale, essi si intendono realizzati a regola d’arte. 

 

Tutti i componenti dovranno essere conformi alle disposizioni comunitarie o nazionali applicabili.

L’installazione dovrà essere eseguita in modo da evitare la propagazione di un incendio dal generatore fotovoltaico al fabbricato nel quale è incorporato. 

 

Tale condizione si ritiene rispettata qualora l’impianto fotovoltaico, venga installato su strutture ed elementi di copertura incombustibili (Classe 0 secondo il DM 26/06/1984 oppure Classe A1 secondo il DM 10/03/2005). 

Risulta, altresì, equivalente l’interposizione tra i moduli fotovoltaici e il piano di appoggio, di uno strato di materiale di resistenza al fuoco almeno EI 30 e incombustibile. 

In alternativa potrà essere effettuata una specifica valutazione del rischio di propagazione dell’incendio.

Oltre alla valutazione del rischio, sono ammissibili altre valutazioni finalizzate alla dimostrazione del raggiungimento degli obiettivi della guida. 

Nella nota DCPREV n.6334 del 04/05/2012 sono state riassunte le diverse modalità per soddisfare il requisito di sicurezza relativo al rischio di propagazione dell’incendio. 

Nel caso si intenda tenere conto della classe di resistenza agli incendi esterni dei tetti e delle coperture di tetti e della classe di reazione al fuoco del modulo fotovoltaico (caso 3/a dell’allegato B), possono ritenersi, in generale, accettabili i seguenti accoppiamenti: 

> Tetti classificati Froof e pannello FV di classe 1 o equivalente di reazione al fuoco.

> Tetti classificati Broof (T2, T3, T4) e pannello FV di classe 2 o equivalente di reazione al fuoco.

> Strati ultimi di copertura (impermeabilizzazioni o/e pacchetti isolanti) classificati Froof o F installati su coperture EI 30 e pannello FV di classe 2 o equivalente di reazione al fuoco.

 

 

L’ubicazione dei moduli e delle condutture elettriche dovrà inoltre sempre consentire il corretto funzionamento e la manutenzione di eventuali evacuatori di fumo e di calore (EFC) presenti, nonché tener conto, in base all’analisi del rischio incendio, dell’esistenza di possibili vie di veicolazione di incendi (lucernari, camini, ecc.). 

In ogni caso i moduli, le condutture, gli inverter, i quadri ed altri eventuali apparati non dovranno essere installati nel raggio di 1 m dagli EFC. 

Inoltre, in presenza di elementi verticali di compartimentazione antincendio, posti all’interno dell’attività sottostante al piano di appoggio dell’impianto fotovoltaico, lo stesso dovrà distare almeno 1 m dalla proiezione di tali elementi.

 

 

L’impianto FV dovrà, inoltre, avere le seguenti caratteristiche:

> Essere provvisto di un dispositivo di comando di emergenza, ubicato in posizione segnalata e accessibile che determini il sezionamento dell’impianto elettrico, all’interno del compartimento nei confronti delle sorgenti di alimentazione, ivi compreso l’impianto fotovoltaico.

> In caso di presenza di gas, vapori, nebbie infiammabili o polveri combustibili, al fine di evitare i pericoli determinati dall’innesco elettrico, è necessario installare la parte di impianto in corrente continua, compreso l’inverter, all’esterno delle zone classificate ai sensi del D. Lgs. 81/2008 - allegato XLIX.

> Nei luoghi con pericolo di esplosione per la presenza di materiale esplodente, il generatore fotovoltaico e tutti gli altri componenti in corrente continua costituenti potenziali fonti di innesco, dovranno essere installati alle distanze di sicurezza stabilite dalle norme tecniche applicabili.

> I componenti dell’impianto non dovranno essere installati in luoghi definiti “luoghi sicuri” ai sensi del DM 30/11/1983, né essere di intralcio alle vie di esodo.

 

A cura dell' ing. Matteo Pierotti.

I conclamati cambiamenti climatici, l’utilizzo ancora indispensabile di combustibili fossili, quali:

> Petrolio;

> Gas naturali.

Hanno trasformato le priorità dei rischi collegati agli investimenti. 

I fattori di sostenibilità ESG (Environment, Social & Governance) sono ormai divenuti un fattore imprescindibile per ogni azienda manifatturiera e non.

Negli ultimi anni i governi dei Paesi di tutto il mondo hanno siglato accordi globali senza precedenti, che saranno in grado di cambiare le politiche d’investimento in modo radicale, spingendo la trasformazione verso un’economia sostenibile e compatibile con l’ambiente, promuovendo e sostenendo una “transizione energetica globale”, attraverso sostegni economici di vario tipo, nei diversi settori industriali.

L’Unione Europea, oltre che a varare un importante Piano Finanziario Pluriennale a sostegno del “green deal”, è scesa in campo in modo considerevole ed ha deciso di accelerare i processi di transizione energetica, anticipando importanti target al 2035.

Anche i mercati finanziari stanno andando verso questa direzione, costituendo delle vere e proprie autorità di regolamentazione, collegando il rischio climatico nel sistema finanziario globale.  

 

 

Come? Andando a modificare i rating delle società finanziarie, qualora queste non dovessero dichiarare una politica di sostenibilità e d’investimento in chiave “green”.

Infine, in questo periodo storico e economico, “la sostenibilità” va fortunatamente di paro passo con “l’etica” spingendo molte aziende ad intraprendere percorsi di gestione e quindi d’investimento, puntando sui fattori ESG, in accoppiata con i VALORI ETICI aziendali e di governance.  

 

Non si tratta quindi di promuovere azioni cheep di “green washing”, al contrario le aziende stanno scommettendo fortemente sull’opportunità di una crescita più profonda e radicata, un’evoluzione culturale capace di generare i veri valori aziendali, che si rispecchiano necessariamente sia nella gestione che negli investimenti di breve/medio e di lungo periodo.

 

Come avviene all’interno di un’azienda questo cambio epocale culturale di Governance, puntando sui fattori ESG?

Molte aziende, soprattutto quelle pubbliche e quotate nelle borse di tutto il mondo, hanno esteso le politiche ESG alle policy sociali ed etiche, certificandosi e pubblicando le ESG strategy di breve/medio e lungo periodo e definendo in esse i target da raggiungere.

Al contempo assieme alla reportistica semestrale di andamento aziendale, le stesse hanno l’obbligo di pubblicare un fascicolo di reportistica specifica sullo sviluppo dei fattori ESG.

Generalmente le grandi aziende fanno da apripista nei mercati e quindi questa tendenza va necessariamente letta in chiave “botton down”.

Non a caso, molte piccole aziende si sono certificate ed hanno già pubblicato i primi bilanci di sostenibilità, dichiarando i propri investimenti di breve/medio e lungo periodo. 

Stiamo parlando per lo più di aziende manifatturiere fortemente energivore che hanno implementato la propria gamma di prodotti con l’utilizzo e/o l’aggiunta di “bio-materiali”, ma anche realtà produttive che per scelta strategica hanno optato per una politica d’investimenti finalizzati all’efficientamento energetico ed al miglioramento del proprio ambiente di lavoro, adeguando i siti produttivi e gli involucri edilizi, come ad es: installando impianti che generano energia elettrica da fonti rinnovabili, revamping in genere sugli apparati di consumo, cambio infissi, cappotti termici, cambio caldaie con pompe di calore, smaltimento del cemento amianto ed altre attività propedeutiche.

 

Ma andiamo nello specifico, cosa sono le certificazioni ESG?

Sono una serie di standard operativi a cui devono attenersi le strategie di un’azienda. 

Queste certificazioni valutano la sostenibilità delle organizzazioni, in particolare la loro capacità di allinearsi a una serie di requisiti fondamentali per lo sviluppo sostenibile dal punto di vista economico, ambientale, sociale e di governance dell’azienda.

 

 

La sostenibilità ha tre dimensioni.

ESG è un acronimo (Environmental, Social & Governance). 

> Ambito Environmental (E), rientrano i fattori ambientali, ovvero il modo in cui un’organizzazione contribuisce alla tutela e alla gestione dell’ambiente. 

> Ambito Social (S), rientrano i servizi, ovvero l’impatto in cui un’organizzazione interagisce con il territorio e con le persone, che siano dipendenti, fornitori e clienti. 

> Ambito Governance (G), rientrano le strategie, ovvero il modo in cui un’organizzazione intende applicare i primi due fattori nell’ambito aziendale.

 

Come ottenere la certificazione ESG?

La sostenibilità ESG sta diventando un tema centrale nel mondo aziendale a tutti i livelli e dimensioni. 

Le aziende che dimostrano un forte impegno verso tali principi possono ottenere la certificazione ESG, ovvero un certificato che attesta e le qualifica per il loro impegno verso la sostenibilità. 

Prima d’intraprendere il processo di certificazione ESG, è fondamentale avere una comprensione approfondita dei criteri ESG e dei principali standard esistenti, come il Global Reporting Initiative (GRI), lo United Nations Global Compact (UNGC) e lo Sustainability Accounting Standards Board (SASB). 

Questi standard forniscono le linee guida sulle aree chiave della sostenibilità e su come misurare le performance aziendali in tali ambiti.

Una volta compresi i criteri ESG, è importante “condurre una valutazione interna” per comprendere lo stato attuale delle performance ESG dell’azienda. 

 

Come? Analizzando i dati finanziari, l’identificazione dei rischi ambientali e sociali e programmare le strategie di miglioramento.

“Le strategie hanno un ruolo chiave nel processo di certificazione”: la definizione strategica è necessaria per stabilire gli obiettivi e gli investimenti da adottare per conseguirli. 

Una volta definita la strategia, è necessario implementare le misure di monitoraggio dei risultati nel tempo. 

Ciò può comportare la raccolta di dati specifici e l’integrazione di processi e procedure sostenibili all’interno delle attività aziendali quotidiane.

 

Certificazione ESG

Dopo aver condotto la valutazione interna e misurato le performance aziendali dei fattori ESG, è possibile avviare il processo di certificazione. 

Ci sono diverse organizzazioni che offrono la certificazione ESG, ognuna con i propri requisiti e criteri di valutazione. 

È importante selezionare una certificazione riconosciuta e affidabile che sia in linea con gli standard e le aspettative del settore.

Una volta ottenuta la certificazione ESG, vi è l’obbligo di comunicare i risultati in modo trasparente al mondo esterno, ad esempio agli azionisti, ai dipendenti ai fornitori e ai clienti. 

Ciò può essere fatto attraverso la pubblicazione di report periodici di sostenibilità.

Seguendo i passi sopra descritti e dimostrando un solido impegno verso la sostenibilità e i fattori ESG, le aziende possono non solo contribuire a un futuro più sostenibile, ma anche ottenere benefici commerciali tangibili riconosciuti dal mercato.

 

 

Auditors e certificatori ESG?

Le certificazioni ESG, vengono rilasciate da diverse organizzazioni indipendenti e specializzate nel settore.

Alcune delle più riconosciute a livello internazionale sono:

> Global Reporting Initiative (GRI)

Il GRI è un’organizzazione senza scopo di lucro che promuove la divulgazione d’informazioni sull’impatto ambientale, sociale e di governance delle aziende. Il GRI fornisce linee guida e standard per la preparazione di rapporti di sostenibilità e non emette certificazioni, ma aiuta le aziende a sviluppare e migliorare le loro performance ESG.

> Carbon Disclosure Project (CDP)

Il CDP è un’organizzazione internazionale che richiede alle aziende di divulgare le loro emissioni di gas a effetto serra e le strategie per affrontare i cambiamenti climatici.
Le aziende che partecipano al CDP ricevono un punteggio di trasparenza e di azione climatica, ma non una certificazione specifica.

> Agenzie di rating.

Alcune agenzie di rating indipendenti, come Moody’s, S&P Global e MSCI, valutano anche le performance ESG delle aziende.
Queste agenzie utilizzano metriche specifiche per assegnare un punteggio o una valutazione alle aziende in base al loro impegno e alle performance in ambito ESG.

 

Costi della certificazione ESG?

I costi per ottenere una certificazione ESG possono variare a seconda dell’organizzazione che la rilascia e soprattutto a seconda della dimensione aziendale.

Logicamente più grande sarà l’impegno verso la sostenibilità più elevati saranno i costi.

È consigliabile contattare direttamente l’organizzazione di certificazione ESG prescelta per ottenere informazioni accurate sui costi.

 

Benefici e visione di lungo periodo.

Il mondo aziendale, tende razionalmente a mettere a confronto, COSTI vs BENEFICI. 

Quali benefici potrebbe avere una azienda che opta per investire sulla sostenibilità certificando i fattori ESG?

Dal nostro punto di vista potremmo considerare tre tipi di benefici e ritorni economici:

> Il primo è un BENEFICIO DI BREVE PERIODO, riconoscimento commerciale dei clienti sui singoli prodotti. Il cliente certificato ESG riconosce al fornitore ESG un extra plus (o economico o in termine di volumi di prodotto) rispetto al fornitore non certificato ESG;

> Il secondo è un BENEFICIO DI MEDIO/LUNGO PERIODO, ritorno economico sugli investimenti sostenibili, in termini di saving economico nel tempo. 
Questi investimenti hanno un payback time medio di 4/5 anni e consentiranno alle aziende di vedere i primi tangibili benefici solo dopo questo lasso temporale.

> Il terzo è un BENEFICIO DI LUNGO PERIODO, in base alla gerarchia classica della supply chain del mondo aziendale, (Producer OEM, fornitore Tier1 e fornitore Tier2), nel lungo periodo si tenderà sempre più a qualificare solo i fornitori certificati ESG.
Quello delle certificazioni ESG è un processo che sta iniziando ora, e che di fatto sta coinvolgendo principalmente i (producer OEM) e qualche fornitore di primo livello (Tier1).
Per tanto questo ingranaggio di selettività va visto necessariamente nel lungo periodo.

Le aziende che decidono oggi d’investire certificando i fattori ESG, sono principalmente quegli attori che hanno una visione di lungo periodo, che lo fanno perché creano valore tangibile per tutto il sistema aziendale e non per un immediato miglioramento del proprio c/economico.

 

 

L’interesse del Gruppo Inveco ai fattori ESG

Negli ultimi anni la nostra business unit delle energie rinnovabili è cresciuta moltissimo, sia in termini organizzativi che di volume di affari. 

Sicuramente questo successo è stato reso possibile grazie alla nostra esperienza come general contractor nel mondo industriale e a una accurata programmazione e strategia commerciale.

A monte di tutto ciò però, vi è stata la presenza di una forte DOMANDA DI MERCATO.

È proprio l’analisi specifica della domanda che ci pone davanti una riflessione più appropriata e approfondita: “la domanda riscontrata negli ultimi anni di efficientare gli involucri edilizi industriali, il forte sviluppo delle energie rinnovabili, in primis l’installazione degli impianti fotovoltaici rooftop, sono già arrivati al capolinea”?

“Gli investimenti dei players industriali continueranno sui volumi attuali o avranno nei prossimi mesi contrazioni tali da mandare in crisi realtà come la nostra?” – “É già finito l’effetto paura di una azienda che ha visto schizzare il costo del kWh nel 2022, tornato poi ai livelli pre shock, più o meno di mercato?”

La risposta a queste semplici e scontate domande che sicuramente molti imprenditori si stanno facendo oggi, è a nostro modesto avviso: NO.  

Le certificazioni ESG ne sono la prova, perché se il mondo aziendale, fortemente stimolato dalle istituzioni internazionali, ha preso questa rotta e intrapreso decisioni strategiche basate su investimenti strumentali, la risposta può essere solo un secco “NO”.

È qui che intravediamo la nostra opportunità di crescita, prima su tutti una “crescita culturale” che possa concepire e comprendere i veri fattori di forza che ruotano dietro alla sostenibilità, fattori apparentemente intangibili ma che creano valore in azienda.

Sempre dal nostro modesto punto di vista, le certificazioni ESG sono l’esempio di come il mondo aziendale si sta evolvendo e non lo farà fra 30 anni, lo sta già facendo e lo continuerà a fare.

 

(impianto realizzato a marzo 2023 per ICSS Group, azienda certificata ESG)

 

L’impegno del Gruppo Inveco, sarà quello d’implementare entro il 2024, la ISO 9001 con la ISO 14000, parallelamente condurre “una valutazione interna” per comprendere lo stato attuale delle performance ESG dell’azienda e iniziare a pianificare strategicamente degli obiettivi d’investimento.

Il Gruppo Inveco è sensibile ai temi legati alla sostenibilità e intravede nella transizione energetica opportunità di lungo periodo sostenute da una crescita culturale aziendale.

Area tecnica e progettazione dell’impianto.

Quando parliamo di realizzare un impianto fotovoltaico, facciamo riferimento all’area tecnica, ed il tutto parte, generalmente, con la richiesta del dimensionamento del cliente ai suoi consumi.

Normalmente effettuiamo un sopralluogo nella sede del cliente e se possibile, anche in copertura, per renderci conto di come è costituita, studiandone le eventuali criticità, localizzando i locali con i quadri elettrici e la cabina di consegna. 

Nel momento in cui si effettua un sopralluogo su una copertura si ha già l’idea di come sarà l’impianto fotovoltaico e le problematiche che si dovranno affrontare.

Quando invece non è possibile recarsi sulla copertura in un primo momento, si procede con una richiesta al cliente di documenti tecnici sul fabbricato e fotografie della copertura. 

 

 

 

 

 

 

 

Delle volte può anche capitare che il cliente non possieda i disegni DWG del fabbricato o fotografie della copertura, per cui in una fase preliminare il team tecnico si affida al software Google earth. 

Google earth non ha una precisione assoluta, ma fornisce una buona base di partenza per creare una planimetria con un certo grado di precisione rispetto alla realtà. 

 

 

Fasi progettuali e tipologie di coperture.

In una fase più avanzata dello studio, dopo i dovuti sopralluoghi, andiamo a rendere la planimetria esecutiva. 

In una progettazione fotovoltaica su aziende industriali troviamo differenti tipologie di coperture. 

Le più comuni sono:

> I tetti a doppia falda.

> I tetti a coppelle.

> I tetti a shed.

> I tetti a botte.

> I tetti piani.

 

Ognuna di queste tipologie ha una differente disposizione dei moduli fotovoltaici e della sottostruttura per il fissaggio. 

Attualmente per il fissaggio dei moduli fotovoltaici, noi di Inveco utilizziamo delle barrette di alluminio certificate che vengono rivettate alla copertura (lamiera grecata, pannello sandwich) sulle quali vengono avvitati i morsetti che costituiscono l’ancoraggio del modulo fotovoltaico alle barrette. 

 

 

 

 

Qualora la copertura non permetta l’utilizzo del fissaggio con barrette rivettate, come ad esempio una copertura piana solaiata, il fissaggio dei moduli fotovoltaici avviene attraverso l’utilizzo di elementi pesanti in cemento (zavorre fotovoltaiche) appoggiati sulla copertura che, con il loro peso, stabilizzano e contrastano l’azione degli agenti atmosferici sui moduli fotovoltaici. 

La progettazione degli impianti fotovoltaici deve tener conto di tutte quelle problematiche che possono interferire con il corretto funzionamento dei moduli fotovoltaici e con il possibile utilizzo della copertura da parte di soggetti terzi, come ad esempio i vigili del fuoco. 

Le coperture industriali, spesso, si presentano con diversi elementi che possono limitare il corretto funzionamento dell'impianto fotovoltaico come:

> Evacuatori di fumo e calore (EFC).

> Camini.

> Tubazioni.

> Elementi per il ricircolo dell’aria e per il condizionamento. 

 

Vengono quindi studiate le ombre prodotte da questi elementi durante l’orario del giorno e il cambiamento che queste hanno durante l’anno, soprattutto nei mesi invernali, più problematici per la minore altezza del sole sull’orizzonte e conseguentemente per la minor produzione di energia. 

 

Normative nello studio dell’impianto fotovoltaico.

Non di minore importanza sono le distanze minime che l’impianto fotovoltaico e tutti i relativi apparati devono rispettare secondo la normativa dagli elementi che possono venire in contatto con le fiamme derivate da incendi (normativa VVF). 

Nello studio dell’impianto fotovoltaico l’area tecnica si occupa, già dalla fase di disposizione del layout dei moduli, della suddivisione delle stringhe ovvero dei moduli collegati in serie tra loro. 

 

 

Ogni inverter, infatti, si suddivide in una parte dell’impianto in base alla potenza dell’inverter stesso, ed è dotato di un certo numero di ingressi attraverso i quali si suddividono tutti i moduli fotovoltaici che faranno capo a quel specifico inverter.

Così facendo, il montatore e l’elettricista avranno un layout con la suddivisione fisica ed elettrica dell’impianto. 

Inoltre, non meno importante, è la progettazione delle linee elettriche dell’impianto con i percorsi delle canaline portacavi in copertura, la discesa dal tetto e le opere di collegamento elettrico. 

In conclusione, progettare un impianto fotovoltaico significa rispondere alle esigenze del cliente rispettando le normative di riferimento, creando così la miglior soluzione tecnica possibile.

 

 

Ricercatezza e accuratezza a cura dell'Ing. Giuseppe Gallo, ufficio tecnico GRUPPO INVECO. 

Cos’è il CCI e per quali impianti è obbligatorio

Il CCI è un dispositivo che si integra con l'impianto di produzione in cui è installato, in maniera tale da espletare le seguenti funzioni:

> Prestazioni obbligatorie.

> Acquisizione e comunicazione al DSO dei seguenti dati (osservabilità)

> Misura di P, Q e V al Punto di Connessione (PdC)

La delibera 540/21/R/el definisce il campo di applicazione del CCI, indicando l’obbligo di installazione per gli impianti di produzione di potenza nominale maggiore, o uguale, ad 1 MW e connessi in MT, che entreranno in esercizio dal 1° Dicembre 2022. 

Per gli impianti, sempre di potenza nominale maggiore, o uguale, ad 1 MW e connessi in MT, ma entrati in esercizio prima del 30 Novembre 2022, stabilisce l’obbligo di adeguamento entro il 31 Gennaio 2024. 

Non ci sono distinzioni di tecnologia (technology neutrality).

Il CCI è obbligatorio per qualunque impianto di produzione di energia elettrica di potenza nominale maggiore di 1MW e connesso in MT. 

 

Impianti in totale autoconsumo: obbligo dell’adeguamento CCI.

 

A delibera 540/21/R/el stabilisce, a pagina 14, che il CCI è obbligatorio anche per impianti connessi in MT a SDC (Sistemi di Distribuzione Chiusi), di potenza nominale maggiore o uguale di 1MW. 

“In quanto anche tali sistemi sono a tutti gli effetti sistemi di distribuzione per i quali trovano applicazione le condizioni tecniche per la connessione vigenti per le reti pubbliche con obbligo di connessione di terzi.” 

 

 

Come si considerano ai fini dell’adeguamento CCI gli impianti soggetti a potenziamento?

Nel caso di un impianto di produzione esistente con potenza minore di 1 MW, che è stato oggetto di revamping successivo al 31 Marzo 2023 e che ha portato la potenza dell’impianto oltre il MW, l’impianto si considera NUOVO.

Ne consegue le seguenti funzionalità, dove la CEI 0-16 2022-03 suddivide le funzionalità del CCI in 3 gruppi: 

> PF1: funzionalità obbligatorie.

> Monitoraggio PF2: funzionalità opzionali (dal punto di vista del DSO).

> Regolazione e Controllo PF3: funzionalità facoltative (dal punto di vista del produttore) – Partecipazione Mercati di Flessibilità ed Ottimizzazione di impianto 

Le funzioni opzionali possono essere richieste a discrezione del DSO. 

Le tempistiche secondo cui anche le funzioni attualmente opzionali e/o facoltative diventeranno obbligatorie saranno stabilite successivamente da ARERA con appropriate delibere. 

 

 

Controlli P e Q, sincronizzazione NPT e allegato O.

A regolazione di P e Q rientra tra le funzionalità opzionali PF2, e sarà il distributore a richiederla, se lo riterrà opportuno. (Ci aspettiamo che questa funzionalità venga richiesta in sede di preventivo di connessione o nel Regolamento di Esercizio, per gli impianti nuovi). 

Per gli impianti esistenti sarà richiesta nel RdE che il Distributore dovrà inviare aggiornato, entro il 30 Settembre 2022, ai produttori soggetti all’adeguamento. 

L’allegato T della CEI 0-16 2022-03, paragrafo T.3.3.4.5, chiarisce che l’Allegato O, nella sezione O.13.1.5, indica che la funzione di sincronizzazione temporale può essere svolta da un ricevitore GPS integrato nel CCI, oppure può essere fornita tramite un servizio di rete di comunicazione. 

Successivamente, lo stesso paragrafo, indica la versione sicura NTS dell’NTP come protocollo da utilizzare. 

 

Connettività dei distributori (DSO) e connessione internet del CCI 

La delibera 540/21/R/el assegna ai distributori (DSO) la responsabilità di realizzare e manutenere l’infrastruttura di comunicazione, compresa la gestione delle chiavi di criptazione, necessaria a collegare i CCI con i loro sistemi di monitoraggio e controllo. 

Dall’altro lato assegna ai produttori la responsabilità di installare e manutenere il CCI in impianto.

Quando parliamo di connessione internet del CCI, si deve utilizzare una PKI (Public Key Infrastructure) per la gestione dei certificati di sicurezza (Vedi CEI 0-16 T.3.3.4.9). 

In base all’Allegato T ci sono 3 modi per farlo: 

> Gestione Manuale (soluzione solo transitoria): Installazioni, aggiornamenti, revoche, sostituzioni, dei certificati del DSO e degli eventuali BSP vanno fatti a mano su ogni impianto. Impegnativo e soggetto ad errori se i CCI da gestire sono molti. 

> PKI locale in impianto e protocollo OCSP: Installare e gestire una PKI locale è molto costoso e difficile. Non è né conveniente né sicuro. 

> PKI esterna in CLOUD: Il CCI utilizza una PKI esterna in #cloud, attraverso la connessione internet. Gestione del ciclo vita dei certificati sicura, centralizzata ed automatica. 

Inoltre, un CCI connesso a internet è più facile da aggiornare, da raggiungere e consultare e da sostituire in caso di guasto, backup automatico di configurazioni e dati. 

 

Quali dati raccoglie il CCI?

La norma CEI 0-16 2022-03 richiede che vengano raccolti i seguenti dati: 

> Punto di Consegna: misura di P, Q, V ed opzionalmente I. 

> Stato DG e DI Singoli Generatori: P e stato DDG La norma CEI richiede le misure dei singoli generatori solo se questi hanno una potenza nominale superiore a: 170kW per convertitori statici (Es. inverter fotovoltaici) 250kW per generatori tradizionali 50kW per storage Inoltre la Delibera Arera 540/21 nell’Articolo 2 indica che le misure dei singoli generatori sono richieste solo per impianti nuovi.

Per le misure la precisione richiesta è quella indicata dalle tabelle 5 e 6 dell’Allegato A.6 

> Terna: errore massimo delle misure minore o uguale al 2.2%. Per i soli singoli generatori esistenti, l’errore massimo sale al 10%.

 

 

Come si misura il P,Q & V? 

A norma CEI 0-16 2022-03 richiede che le misure vengano prese al punto di consegna, in MT, tramite un convertitore di misura (Power Analyzer) di classe 0.2, o migliore, e TA e TV di misura di classe 0.5, o migliore, con prestazione 5 VA o 10 VA. I TA e TV possono essere usati in condivisione con altri sistemi, ad esclusione del gruppo di misura fiscale, e senza creare interferenze. 

Sono accettabili anche sistemi di misura con diverse caratteristiche, purché rispettino l’accuratezza richiesta dall’Allegato A.6 del Codice di Rete di Terna tabella 5: errore massimo sulla misura di P, Q e V inferiore a 2.2%. 

 

 

SPI per ogni cabina di trasformazione: come fa il CCI a controllare l’impianto?

Come indicato nel paragrafo O.14 e nelle figure O.1 e O.7 della CEI-016 2022-03, è richiesto il monitoraggio dello stato del DG e di tutti i DI, tramite acquisizione diretta (contatto pulito) o comunicando con altri elementi di impianto (es. SPI). 

Mentre, le funzioni di controllo del CCI sono basate su dei regolatori ad anello chiuso, che leggono le misure al punto di consegna, le confrontano con i set point, ricevuti (modalità asservita) o calcolati (modalità autonoma), calcolano i set point da inviare ai generatori/convertitori e li inviano. 

Di conseguenza il CCI deve poter comunicare in modo affidabile e veloce con i generatori/convertitori, che devono implementare un’interfaccia ed un protocollo di comunicazione standard che preveda la possibilità di ricevere comandi in P e Q (o equivalenti, per esempio PF o PHI). 

Se la comunicazione è basata su protocolli seriali, come RS485 o CANBUS, e non Ethernet, è più difficile rispettare i tempi di risposta prescritti, ed è necessario valutare caso per caso la fattibilità. 

 

Come ottenere una del CCI

I costruttori di CCI, una volta svolte tutte le prove, ed ottenute le certificazioni, descritte nel capitolo O.15 della CEI 0-16 2022-03, potranno emettere un’autodichiarazione di conformità alla norma, allegati O e T. 

Il fascicolo tecnico, così ottenuto, dovrà essere conservato almeno 10 anni a partire dall’ultima data di fabbricazione del prodotto e deve essere tenuto a disposizione delle autorità di controllo. 

Un ente terzo, accreditato per questi allegati della norma, può certificare la conformità del prodotto, come rafforzativo rispetto all’autodichiarazione.

In conclusione il CCI è obbligatorio per gli impianti con potenza superiore a 1 MW. 

Gli impianti nuovi devono averlo entro il 1° Dicembre 2022, mentre quelli esistenti entro il 31 Gennaio 2024. 

Anche gli impianti di autoconsumo con potenza di almeno 1 MW devono avere il CCI, ed esistono funzionalità obbligatorie e opzionali, e il DSO può richiederne altre.

Inveco ed Ing. Andrea Girelli hanno svolto uno studio in collaborazione con Tages Capital: cioè una simulazione pratica di accoppiamento tra un impianto FV esistente e un nuovo SDA che intende partecipare al Capacity Market.

Vista la necessaria e la continua crescita di potenza installata di fonti rinnovabili non programmabili (eolico e fotovoltaico) e i loro costi in rapida discesa, i sistemi di accumulo elettrico (batterie) stanno acquistando un ruolo sempre più rilevante nei mix di generazione energetica.

 

Cos’è lo Storage: l’alleato delle rinnovabili

I sistemi di storage sono fondamentali per il futuro dell’energia rinnovabile. 

Il loro ruolo è immagazzinare l’elettricità e renderla disponibile quando c’è maggiore necessità, fungendo da bilancia tra domanda e offerta e contribuendo a stabilizzare la rete. 

Le batterie, collegate in sequenza, sono ad oggi tra i sistemi di storage più diffusi e stanno attraversando una vera e propria rivoluzione tecnologica, garantendo una maggiore efficienza, costi più bassi e un approccio design-to-recycle, mirato ad ottenere un prodotto sempre più sostenibile.

A tal proposito, sui sistemi di accumulo elettrochimici, va ricordato che il Gse ha pubblicato a Febbraio 2021 un nuovo aggiornamento delle regole tecniche volte a integrare i sistemi di accumulo energetico nella rete elettrica nazionale: tale documento, fornisce agli operatori di settore e ai soggetti responsabili tutte le indicazioni sulle disposizioni vigenti per la gestione di sistemi di accumulo integrati con gli impianti di produzione di energia elettrica, gestiti dal Gse.

 

 

Come previsto dal comma 1 dell’art. 10 della deliberazione 574/2014/R/eel, spiega il Gse, queste regole tecniche integrano i regolamenti operativi per l’accesso ai regimi di incentivazione dedicati agli impianti alimentati da fonte rinnovabile e per il loro mantenimento nel tempo, oltre alle disposizioni tecniche per il rilascio delle garanzie di origine e per l’accesso ai prezzi minimi garantiti nell’ambito del ritiro dedicato.

I contenuti dell’attuale versione, recepiscono le ulteriori disposizioni regolatorie, nonché gli aggiornamenti delle norme CEI 0-16 e CEI 0-21 effettuati dal Comitato Elettrotecnico Italiano.

In Italia va segnalato poi “Il Piano industriale 2021-2025 di Terna” che ha come obiettivo di aumentare la capacità di trasporto della rete, investire in sistemi di accumulo (pompaggi inclusi) e fonti rinnovabili, il tutto per migliorare la sicurezza del sistema elettrico.

 

Perché e come investire in Storage.

Nello studio, citato all’introduzione dell’approfondimento, è stato preso in esame l’impianto FV esistente è quello di Giugliano di Campania, localizzato nel Mercato zonale centro Sud, avente potenza pari a 20,4 Mw. 

La produzione storica (riferita agli anni 19/20/21) e’ stata graficata per ciascuna ora di ogni giorno dell’anno.

 

 

Sì è poi ipotizzato di accoppiare a tale impianto FV un sistema di accumulo del tipo Huawei 10MWh/2,5Mw, modello Luna a tecnologia modulare con scomparti da 2mwh ciascuno.
Con il supporto tecnico Huawei si è deciso di selezionare un sistema 4 ore con rate pari a 0,25 al fine di garantire, in fase di scarica, la massima copertura oraria delle ore di picco così come definite dalla disciplina sul capacity. 

Tale SDA otterrebbe dunque un derating del 30% ed una CDP pari ad 1,75Mw.

 

 

 

 

La configurazione impiantistica di parallelo è dunque normata da dalla delibera 344 di Arera che prevede la creazione di una sezione dedicata M3 per il SDA, lasciando invece inalterata la contabilizzazione M2 delle’energia incentivata in conto energia.

 

La stessa delibera Arera specifica inoltre che non si applichino oneri di trasmissione o di sistema per l’energia prelevata dalla rete al fine di ottemperare ai cicli di carica del SDA, ne’ tantomeno il PUN, bensì che i prelievi vengano valorizzato e contabilizzati come prezzi zonali negativi.

 

 

 

Nel caso in esame si è ipotizzato che il SDA 4 ore selezionato vada ad offrire la propria potenza nominale (2,5 MW) per tutte le 6 ore giornaliere di picco così come definite da terna per il Capacity, andando dunque a compiere 1,5 cicli giornalieri di carica/scarica. Ovviamente nelle restanti ore diurne i cicli di carica del SDA  beneficiano del parallelo con l’impianto FV.

 

Nel caso in esame si è scelto di dimensionare il SDA con rapporto 1:2 rispetto alla potenza nominale dell’impianto FV.
In base alle simulazioni effettuare ciò consente, su base annua, di effettuare il 90% dei cicli di carica complessivi utilizzando l’energia verde del fotovoltaico in parallelo. Dal grafico si evince infatti come anche in un mese a bassa produzione fotovoltaica come gennaio, pur nelle giornate peggiori sia cmq garantito 1/2 ciclo di carica da FV.

 

 

 

 

In questa slide vengono appunto riportate le simulazioni dei cicli di carica scarica in alcune giornate di gennaio ed aprile e come si evince il fotovoltaico prevale sulla ricarica da rete (grid).

 

 

Venendo ora agli aspetti economici in questa slide sono messi in evidenza i costi relativi al SDA in esame.
I capex dello Storage, dell’elettronica di potenza e degli oneri di connessione. Gli opex per la conduzione e il contrasto al decadimento prestazionale e infine gli oneri di inadempimento che vengono ipotizzato nulli grazie alla robustezza sia del prodotto e che della configurazione 4 ore selezionata.

 

 

 

Per quanto riguarda i ricavi generati dalla partecipazione di un tale sistema al Capacity Market abbiamo una pluralità di contributi positivi.
In primis c’è il premio annuo che in virtù delle recenti assegnazioni è stato ipotizzato pari a 70k/ME per 15 anni.
Dopodiché c’è il contributo derivante dall’arbitraggio che il SDA consente andando a sfruttare il differenziale di prezzo tra i cicli di carica e quelli di scarica che e’ stato ipotizzato per i prossimi anni pari a 46 euro/mwh. Infine c’è l'azzeramento degli oneri di sbilanciamento (oggi assorbiti dal trader per il dispacciamento).

 

Questi grafici tratti dal sito GME evidenziano la tendenza in aumento del differenziale Picco/Fuori Picco relativo al PUN.

 

 

 

 

Questi ulteriori grafici evidenziano un recente differenziale giornaliero per la zona centro sud con picchi del differenziale pari 400 euro/mwh tra le ore 14 e le ore 20, dove evidentemente il SDA coadiuvato da un algoritmo BSP agganciato ai mercati  può generare extra profitti significativi.

 

In conclusione: l’accumulo energetico è la chiave per dare valore all’energia green.

Gli economics del caso preso in esame evidenziano come, ad oggi, il PREMIO ANNUO (Corrispettivo Fisso) risulti imprescindibile per la sostenibilità economica di un NUOVO INVESTIMENTO in SDA (sia nel caso di accoppiamento con FER esistente sia, a maggior ragione, nel caso di applicazioni Stand Alone).

Rispetto ad un SDA stand alone, l’accoppiamento con un impianto FV garantisce delle ECONOMIE DI SCOPO non trascurabili: nel caso in esame il differenziale in termini di IRR sull’investimento è stato stimato pari al 3%.

 

 

 

Il caso in esame evidenzia come i Ricavi derivanti dall’Arbitraggio su GME/MSD siano determinanti per la sostenibilità economica di un investimento in SDA. Tuttavia la forte aleatorietà del differenziale di prezzo non consente una ragionevole prevedibilità dei flussi di cassa attesi.
Un fondo di investimenti come Tages per sua natura dovrebbe privilegiare operazioni a redditività stabile piuttosto che «affidarsi» ad attività di energy trading.

 

 

 

La riduzione al 2025 dei costi di produzione di un SDA di appena il 17% (come da letteratura) determinerebbe un netto miglioramento della redditività di investimento. Mentre, l’accoppiamento SDA+FER potrebbe essere valutato (ex ante) come unico investimento (media ponderata dei rispettivi IRR). 

 

 

 

Per futuri impianti FV in «market parity» l’aggiunta di un SDA può consentire una mitigazione del rischio di «pricing» dovuto all’appiattimento della curva nelle ore centrali della giornata (robustezza dell’investimento).