Categoria: Testi di esperti

Effetti dei rimborsi IVA

Autore del post A cura di Damir Juričić
Data di pubblicazione 1. Giugno 2022
1 commento su Učinci povrata PDV-a

Sintesi

Ai fini di una transizione più efficiente verso le fonti energetiche rinnovabili, la decarbonizzazione e il conseguimento degli obiettivi del Green Deal europeo, ma principalmente a causa dell'aumento della disponibilità e dell'accessibilità economica dell'energia delle centrali fotovoltaiche per i suoi cittadini, il Consiglio dell'Unione europea ha adottato il 5 aprile 2022. Direttiva (UE) 2022/542 che integra le direttive 2006/112/CE e (UE) 2020/285 per quanto riguarda la possibilità di ridurre l'aliquota IVA sul prezzo di acquisto delle centrali fotovoltaiche. Inoltre, è stata lanciata un'iniziativa nel nostro spazio pubblico per riduzione del prezzo di acquisto delle centrali fotovoltaiche per il valore dell'IVA versataNell'ambito di questo testo, sarà valutato l'impatto di tale assistenza in conto capitale sulla giustificazione finanziaria degli investimenti nelle centrali fotovoltaiche sui tetti. Inoltre, si richiama l'attenzione sul fatto che i regolamenti dovrebbero consentire il diritto di tutti i cittadini che decidono di investire in centrali fotovoltaiche sui tetti indipendentemente dalla modalità di appalto (appalti di lavori, PVaaS o PPA). In caso contrario, i cittadini che ritengono che l'appalto di lavori non sia l'opzione più accettabile per loro potrebbero essere discriminati.

Introduzione

Nei giorni scorsi è stata lanciata un'iniziativa sulla base della quale, ogni cittadino che installa da solo una centrale fotovoltaica, il tetto dello Stato restituirebbe un valore pari all'IVA contenuta nella fattura per l'installazione della centrale elettrica. Pertanto, l'installazione di centrali fotovoltaiche sarebbe sovvenzionata da 20% Valori patrimoniali del progetto. La procedura sarebbe relativamente semplice: il cittadino presenta all'amministrazione fiscale una fattura per la centrale elettrica e un certificato della persona autorizzata attestante che la centrale elettrica è stata correttamente installata e l'amministrazione fiscale versa al cittadino l'equivalente dell'IVA contenuta nella fattura. Tale assistenza in conto capitale potrebbe avere un impatto positivo sulla solidità finanziaria degli investimenti nelle centrali fotovoltaiche sui tetti. Al fine di valutare l’intensità di tali aiuti, è necessario, in primo luogo, stabilire o valutare se l’investimento in centrali fotovoltaiche sui tetti sia giustificato dal punto di vista finanziario in assenza di aiuti. In linea di principio, è giustificato concedere aiuti pubblici a progetti socialmente giustificabili (tasso di rendimento economico ammissibile) e finanziariamente non redditizi (tasso di rendimento finanziario non ammissibile).

Secondo i calcoli di giustificazione finanziaria che possono incontrarsi nei media, gli investimenti nelle centrali fotovoltaiche sui tetti sono giustificati dal punto di vista finanziario e Assenza di aiuti in conto capitale (aiuti). In queste presentazioni, i cittadini sono incoraggiati a investire in centrali fotovoltaiche sui loro tetti perché l'investimento viene "restituito" nell'arco di diversi anni. Tuttavia, va notato che tali calcoli si basano sull'ipotesi che nessun costo diverso dall'investimento di capitale e, eventualmente, dalla sostituzione dell'inverter sarà sostenuto nei 25 anni di funzionamento della centrale elettrica. Quanto sia realistico questo assunto può essere giudicato dai cittadini sulla base della propria esperienza.

Risparmio

Il principio di base della valutazione della giustificabilità finanziaria di un investimento in una centrale fotovoltaica su tetto deriva dai risparmi ottenuti dai quali sono coperti i costi del progetto. In questo senso, il calcolo della giustificazione finanziaria è principalmente opportunistico. I risparmi sono la differenza nei costi energetici prima e dopo l'investimento. Nei casi in cui l'investitore utilizza solo l'energia elettrica come unica fonte di energia, il risparmio sarà definito dalla differenza dei costi annuali dell'energia elettrica prima e dopo l'installazione della centrale fotovoltaica. Tuttavia, nei casi in cui l'investitore utilizza altri prodotti energetici (ad esempio gas liquefatto, olio combustibile, pellet, ecc.), il risparmio sarà determinato da una combinazione di costi energetici prima dell'investimento e una combinazione di prodotti energetici con energia inclusa da una centrale fotovoltaica. Quali sono i costi energetici prima

maggiore sarà l'investimento e maggiori saranno i risparmi da cui è regolato l'investimento nell'impianto fotovoltaico. Naturalmente, si presume l'installazione di una centrale fotovoltaica di capacità ottimale. La capacità ottimale dipende da una serie di fattori, i più importanti dei quali sono il rapporto tra energia consumata e prodotta (una maggiore produzione rispetto al consumo comporta il rischio di cambiare lo status dell'investitore dal produttore per le proprie esigenze al produttore per il mercato), l'uso potenziale di un veicolo elettrico, la partecipazione alla comunità energetica, le variazioni del prezzo dei prodotti energetici e la sicurezza dell'approvvigionamento energetico. L'impianto fotovoltaico ottimale genera energia che sarà completamente consumata per le proprie esigenze. Se le normative verranno modificate in futuro, la possibilità di vendite favorevoli di energia nel mercato aperto attraverso l'aggregazione, il commercio di energia tra i membri della comunità energetica, ecc., L'ottimalità sarà probabilmente determinata da altri parametri.

Aiuti in conto capitale

L'assistenza in conto capitale è un contributo ai proventi di un progetto che riduce il valore in conto capitale dell'investimento o, in altre parole, aumenta i proventi che contribuiscono a un valore più elevato del risultato operativo e, quindi, il progetto è finanziariamente più accettabile. In generale, sovvenzionare ha senso quei progetti che sono economicamente giustificati, ERR(C) > tassi marginali e finanziariamente insostenibili; FRR(C) Tassi marginali di <. Il tasso marginale finanziario è solitamente determinato dal prezzo medio ponderato del finanziamento (WACC). A tale riguardo, l'assistenza in conto capitale contribuisce alla sostenibilità finanziaria o all'ammissibilità del progetto e, allo stesso tempo, il suo importo dovrebbe essere il risultato di un calcolo basato su un determinato tasso di rendimento finanziario marginale del progetto. In questo senso, l'assistenza in conto capitale equivale al valore dell'IVA nella fattura per la centrale fotovoltaica (aliquota IVA ricalcolata di 20%), aumenterà certamente l'ammissibilità finanziaria del progetto di investimento nella centrale fotovoltaica sul tetto, ma non è del tutto chiaro il motivo per cui è esattamente 20% il valore in capitale del progetto e se tale importo è il risultato dei calcoli descritti.

Molto probabilmente non lo è, ma in ogni caso può contribuire a motivare i cittadini a investire più facilmente.

persona in giacca nera che tiene il computer tablet bianco

Esempio

L'esempio mostrerà l'impatto dei costi inclusi nel calcolo sulle FRR(C) e sul periodo di ammortamento.

Dal momento che non ci sono ancora, per la maggior parte, centrali fotovoltaiche nel nostro paese il cui sfruttamento è stato completato a causa di usura o obsolescenza, e non sono noti dati sulla corretta registrazione di tutti i dettagli dei costi e della produzione, qui verranno presentate simulazioni di calcoli basati su dati noti dalle operazioni di altre centrali descritte in vari studi, articoli professionali e scientifici. I dati sul consumo di energia e sui prezzi sono tratti dalla famiglia reale dei cittadini che preparano la decisione di investimento utilizzando calcoli sistematici. Dati i dubbi sulla sostenibilità finanziaria delle centrali fotovoltaiche presentati dai media, l'investitore organizza simulazioni per quanto riguarda:

Copertura dei costi (investimento, sostituzione degli inverter, costi e struttura di finanziamento, costi di manutenzione e sostituzione dei materiali esauriti, costi di rimozione, ecc.);
disponibilità dell'impianto nel corso del suo ciclo di vita;
effetto di protezione contro futuri aumenti dei prezzi dell'energia elettrica;
inflazione;
rischi;
Impatto dell'assistenza in conto capitale sull'ammissibilità finanziaria;
Inclusione di nuovi elettrodomestici (veicoli elettrici) e simili.

Le ipotesi di progetto sono descritte nella tabella 1:

Tabella 1: Ipotesi di progetto (Fonte:Autore)

Spiegazione delle ipotesi di progetto

L'investitore utilizza l'elettricità dalla rete per soddisfare il proprio fabbisogno energetico. Considerando il consumo totale annuo di 4 693 kWh, installerà un impianto fotovoltaico da 4,15 kWp composto da 10 pannelli fotovoltaici con una potenza di picco di 415 Wp. La durata dell'impianto è di 25 anni e la sua efficienza produttiva sarà ridotta di 20 anni.% nell'ultimo anno dell'orizzonte di pianificazione. Si presume che l'impianto funzionerà ininterrottamente durante il suo ciclo di vita, vale a dire che la sua disponibilità sarà di 100 unità.% anche se vi è una certa probabilità che questa ipotesi non sarà praticabile soprattutto al momento della sostituzione dell'inverter.

Si presume che l'inverter sarà sostituito nel 12 ° anno e il suo prezzo (il calcolo è preparato sulla base di prezzi costanti) sarà di 392 €. L'investitore utilizza il cosiddetto modello della tariffa bianca con prezzi unitari totali (dopo il 1o aprile 2022) di 1,15 HRK/kWh per una tariffa giornaliera (VT) più elevata e di 0,531/kWh HRK per una tariffa notturna (NT) più bassa, che considerando il rapporto di consumo di VT e NT di 86% e 14% dà un prezzo medio ponderato dell'energia elettrica dalla rete di 1.063 kn/kWh.

Il prezzo di acquisto della centrale chiavi in mano è di € 4.905 o € 1.182 / kWp. L'investitore presuppone che il costo del premio assicurativo della centrale elettrica sarà di 15 €/anno e che il costo della manutenzione preventiva sarà di 5 €/anno. Nell'ambito dell'analisi degli effetti finanziari, sarà valutato anche l'impatto dell'assistenza in conto capitale (sovvenzione, sovvenzione) annunciata al pubblico. Alla fine del suo ciclo di vita, l'investitore si assume, sulla base delle informazioni raccolte, i costi di rimozione del pannello per un importo di 25 €/pannello e di smaltimento di 20 €/pannello.

I costi sono raggruppati in cinque gruppi:

Costi di capitale (vale a dire, il valore del capitale del progetto),
Manutenzione (preventiva, sostituzione inverter, rimozione, smaltimento),
Gestione (premio assicurativo)
Finanziamenti e
Rischi.

Costi di finanziamento

I costi di finanziamento si riferiscono al tasso di interesse del prestito che l'investitore ottiene per regolare il valore del capitale del progetto a un tasso di interesse di 4% all'anno per 10 anni e compensazione 0,75%. I rischi sono stati stimati sulla base del calcolo della differenza tra il valore più probabile e il valore atteso all'interno della distribuzione di probabilità triangolare applicata in cui l'affidabilità del valore più probabile (ML) è corretta da una distribuzione uniforme – l'affidabilità del valore ML di 100% produce distribuzione triangolare e affidabilità di 0% Produce una distribuzione uniforme delle probabilità.

Sono state preparate simulazioni (casi) di diverse opzioni di copertura dei costi:

S0: Si presume che l'investitore finanzierà l'investimento interamente dalle proprie fonti di finanziamento e che, oltre al valore del capitale del progetto, non vi saranno altri costi in 25 anni[8];
S1: Si presume che l'investitore sosterrà il valore del capitale del progetto e i costi di sostituzione dell'inverter;
S2: Si assume i costi del valore del capitale del progetto, la sostituzione di inverter e costi finanziari in caso di finanziamento da altre persone (banche) debito (prestito) fonti di finanziamento;
S3: Tutti i costi inclusi e l'opzione S2 più i costi operativi (manutenzione preventiva, premio assicurativo e costi di smantellamento e smaltimento);
S4: Tutti i costi inclusi in S3 più i rischi;
S0G, S1G, S2G, S3G, S4G: Opzioni precedenti con una sovvenzione 20 inclusa% il valore in conto capitale del progetto, IVA inclusa.

Le proiezioni del costo totale della vita sono riportate nella tabella 2:

Tabella 2: Copertura dei costi rispetto all'opzione simulata

Fonte: Calcoli basati sui dati della tabella 1

Risparmio del progetto

L'inclusione di determinati tipi di costi riduce i risparmi complessivi da cui sono coperti i costi del progetto. La logica conseguenza dell'inclusione di nuovi costi rispetto all'opzione è anche un aumento del prezzo unitario dell'energia elettrica prodotta da una centrale fotovoltaica. I risparmi previsti e i prezzi unitari dell'energia sono riportati nella tabella 3:

Tabella 3: Proiezione del risparmio e dei prezzi unitari dell'energia da una centrale fotovoltaica

Il costo unitario dell'energia di una centrale elettrica è calcolato come il rapporto tra il costo totale della vita e l'energia prodotta, mentre il risparmio unitario è pari alla differenza tra il prezzo unitario della rete e quello della centrale fotovoltaica. Questo indicatore è anche collegato a un indicatore che viene spesso utilizzato nell'analisi e nella valutazione dell'impatto delle centrali fotovoltaiche: LCOE (Levelized COsts of Electricity) con la differenza che quando si applicano gli articoli LCOE sono scontati. Ogni opzione è mostrata anche con l'impatto dell'assistenza in conto capitale e le conseguenze della riduzione del costo totale della vita a causa del rimborso dell'IVA contenuta nel valore in conto capitale del progetto.

Giustificazione finanziaria dell'investimento in una centrale fotovoltaica

Finanziario giustificabilità dell'investimento in una centrale fotovoltaica misurato dall'indicatore del tasso di rendimento finanziario del progetto FRR(C), che rappresenta il tasso medio annuo di "riconoscimento" dei ruoli nel corso della durata del progetto. Tale tasso rappresenta inoltre il tasso medio massimo ammissibile di finanziamento ponderato. Il valore dell'investimento (capitale dell'impianto fotovoltaico) è confrontato con le differenze annuali di risparmio (differenze nei costi energetici prima e dopo l'investimento) e di costi operativi (premio assicurativo, manutenzione e sostituzione dei materiali esauriti, pulizia dei pannelli, smantellamento e gestione del fine vita, rischi, ecc.). Si presume che il tasso di rendimento finanziario ammissibile del progetto sia superiore o uguale al costo medio ponderato del finanziamento costituito, come minimo, da fonti di finanziamento proprie e di terzi (ad esempio prestiti). FRR(C) rappresenta, allo stesso tempo, il rendimento che un investitore può aspettarsi se investe in un progetto di centrale fotovoltaica se finanzia il progetto dalle proprie fonti di finanziamento.

Il secondo indicatore derivato della giustificabilità degli investimenti è un indicatore del periodo di ammortamento più comunemente utilizzato dal pubblico e rappresenta il periodo (anno) in cui il valore cumulativo della differenza tra investimenti e costi è pari al valore cumulativo dei risparmi. Il terzo indicatore è il valore attuale netto finanziario dell'investimento VANF(C). Questo indicatore deriva dalla stessa funzione di FRR (C) con il risultato che mostra in un altro modo. In particolare, per il calcolo di questo indicatore si determina un tasso di attualizzazione obiettivo e si scarta il valore assoluto delle CU. Se il valore assoluto delle CU è positivo, il beneficio dell'investimento è superiore al tasso di sconto (ad esempio WACC) e l'investimento è ammissibile perché il risultato operativo consente il regolamento completo del finanziamento. Questo valore CU rappresenta la differenza tra il tasso di attualizzazione e le FRR(C).

Se il funzionamento dell'impianto fotovoltaico è effettuato conformemente alle ipotesi di cui alla tabella 1, l'investitore può attendersi i rendimenti indicati nella tabella 4:

Tabella 4: Indicatori di giustificazione finanziaria

Periodo di recupero

Come indicato in precedenza, l'inclusione dei costi nella proiezione riduce il tasso di rendimento delle FRR(C) e aumenta il periodo di ammortamento. Se la proiezione più probabile per l'investitore è descritta nel caso S4, allora può aspettarsi un rendimento di 2,65% annualmente. La decisione sull'accettabilità di questo valore dipenderà principalmente dalle alternative dell'investitore. Ad esempio, un investitore può investire un importo equivalente al valore del capitale di un investimento di € 4.905 su un deposito presso una banca commerciale.

La resa sarà relativamente piccola, meno di 1%. Se questi due investimenti comportano gli stessi rischi per l'investitore, allora è più accettabile investire in una centrale fotovoltaica. Tuttavia, se ha diritto a un'assistenza in conto capitale di 20% valore del capitale del progetto (rimborso dell'IVA pari a 25% nel disegno di legge per la centrale elettrica) quindi questo rendimento di 2,65% aumento a 8,82% annualmente, che possono costituire una compensazione adeguata per altri rischi non quantificati. Un confronto tra il tasso di rendimento del progetto e il periodo di ammortamento dell'investimento con e senza assistenza in conto capitale è illustrato nel grafico 1:

Grafico 1: Dipendenza delle FRR(C) e dei periodi di ammortamento dall'assistenza in conto capitale per diverse opzioni di simulazione

L'impatto della variazione del prezzo dell'energia elettrica

Il periodo di ammortamento da 11,63 anni a 21,63 anni (S0-S4 senza sovvenzione) sarà ridotto a 8,79 a 14,34 anni con sovvenzione. La sovvenzione ha un impatto simile sul tasso di rendimento del progetto, vale a dire il rendimento atteso sulla scommessa di € 4.905 in 25 anni. Rendimento di 7,84% da 2.65 a 2.65% (S0-S4 senza sovvenzione) salirà a 14,20% da 8.82 a 8.82% con una sovvenzione. Tuttavia, indipendentemente dalla giustificazione per investire in una centrale fotovoltaica alle condizioni sopra descritte, la principale giustificazione per investire in una centrale elettrica sul tetto risiede nella protezione contro l'aumento del prezzo dell'energia elettrica dalla rete. Naturalmente, se l'investitore utilizza altre fonti di energia, allora questo calcolo dovrebbe includere i tassi previsti di aumento dei prezzi di altre fonti di energia. Il rapporto tra il tasso di rendimento del periodo di rendimento dell'investimento e il tasso medio annuo di aumento del prezzo dell'energia elettrica è illustrato nella figura 2:

Grafico 2: Dipendenza degli indicatori FRR(C) e RP dall'aumento del prezzo dell'energia elettrica dalla rete

Fonte: Risultati della simulazione dell'autore.

I risultati della simulazione nel grafico 2 sono compilati sulla base dei casi S4 e S4G e dell'ipotesi di un tasso di inflazione di 4% annualmente. In caso di inflazione di 4% e senza un aumento del prezzo dell'energia elettrica dalla rete, l'investimento in una centrale fotovoltaica non sarebbe finanziariamente giustificato in base a tali criteri. Tuttavia, con l'aumento del prezzo dell'energia elettrica dalla rete, l'investimento è giustificato in particolare con l'assistenza in conto capitale. Con un tasso di inflazione di 4% annualmente senza un aumento del prezzo dell'energia elettrica dalla rete, nel caso dell'opzione S4, l'investimento non sarebbe tuttavia finanziariamente giustificato con un contributo in conto capitale di 20% il valore in capitale del progetto FRR(C) è 5,82% annuale, il che sarebbe accettabile. Con l'aumento medio annuo previsto del prezzo dell'energia elettrica dalla rete, l'investimento è finanziariamente giustificato con e senza assistenza in conto capitale. È proprio nel caso di S4 con inflazione e senza un aumento del prezzo dell'energia elettrica dalla rete che si basa la giustificazione per l'assistenza in conto capitale ai cittadini quando investono in centrali fotovoltaiche sui tetti.

Acquisto di impianti fotovoltaici e assistenza in conto capitale

Nelle discussioni sull'assistenza in conto capitale ai cittadini nell'acquisto di centrali fotovoltaiche su tetto rimborsando l'IVA pagata, si presume che il cittadino, il proprietario dell'edificio sul cui tetto è installata la centrale elettrica, sia l'investitore. Il fornitore fornisce la centrale elettrica, la installa e consegna la fattura al cittadino per i lavori completati. Il cittadino – investitore è il destinatario della fattura e con tale fattura dimostra all'amministrazione fiscale il diritto al pagamento dell'assistenza in conto capitale, in natura 20% del valore totale della fattura ad esso relativa. Tuttavia, esistono anche modelli alternativi sul mercato per l'acquisto di centrali fotovoltaiche che non coinvolgono un cittadino, il proprietario di un edificio sul cui tetto la centrale elettrica è installata come investitore e sul quale non viene emessa alcuna fattura per i lavori eseguiti.

PVaaS

Si tratta di modelli in cui un terzo (investitore) installa una centrale fotovoltaica sul tetto del proprietario dell'edificio (utente di energia) e lo fornisce con il servizio di disponibilità di una centrale fotovoltaica (PV).PVaaS - PhotoVoltaic come servizio), e il cittadino-utente del servizio di disponibilità paga all'investitore un canone mensile per il servizio di disponibilità della centrale elettrica di solito circa 10 anni. Una situazione analoga si verifica quando un cittadino conclude un contratto per la fornitura di energia elettrica da parte di un investitore che ha installato una centrale elettrica sul tetto di un edificio di proprietà di un cittadino e la vende al cittadino a un prezzo predeterminato di energia elettrica (PPA - Accordo per l'acquisto di energia elettrica) lo stesso per un periodo di circa 10 anni o più. Anche in questo caso, il cittadino – proprietario del tetto – non è l’investitore e la fattura per i lavori eseguiti per l’installazione della centrale fotovoltaica non si riferisce a lui, ma all’investitore – un terzo.

Se verranno adottati regolamenti che consentiranno il diritto all'assistenza al capitale solo ai cittadini - gli investitori, altri cittadini che valutano che i modelli alternativi sono più accettabili per loro, saranno ingiustamente discriminati, la loro accessibilità economica e la disponibilità di energia a prezzi accessibili saranno ridotte. Nel caso del cittadino-investitore, l'IVA è inclusa nella fattura per i lavori, e nel caso del cittadino-utente del servizio, nella fattura per la tassa di disponibilità consegnata o nella fattura per l'elettricità consegnata. Pertanto, il regolamento, che regolerà il pagamento del

In quanto aiuto al capitale, si sarebbe dovuto tener conto delle circostanze di tutti i modelli legittimi disponibili.

Conclusioni e raccomandazioni

L'entrata in vigore della nuova direttiva (UE) 2022/542 del Consiglio dell'Unione europea ha creato la possibilità per il governo della Repubblica di Croazia di proporre un regolamento che stimolerà ulteriormente i cittadini a investire nelle centrali fotovoltaiche sui tetti riducendo o abolendo l'aliquota IVA. L'analisi condotta ha dimostrato che, nonostante la tesi dei media spesso non supportata sulla redditività indiscutibile e la giustificazione finanziaria degli investimenti in centrali fotovoltaiche, ci sono casi limite e rischi di investimenti finanziari ingiustificati.

Pertanto, l'adozione della proposta relativa al rimborso dell'IVA nelle fatture delle centrali fotovoltaiche acquistate e installate sarebbe una buona misura per proteggere i cittadini proprio dai casi limite descritti. Rimane però la questione se questa misura sia pienamente elaborata. Ad esempio, la domanda dovrebbe essere posta: I cittadini che non acquistano opere per installare impianti solari sui loro tetti e non sono investitori, vale a dire i cittadini che stipulano un contratto PVaaS o PPA, avranno anche diritto a un'assistenza in conto capitale che consentirà loro di pagare un prezzo inferiore per la tassa di disponibilità (PVaaS) o un prezzo inferiore per l'energia prodotta (PPA)?

Versione ampliata del testo originariamente pubblicato sulla rivista il Centro per lo Sviluppo del Settore Pubblico e Non Profit, Tim4Pin n. 5 2022

Damir Juričić – scrive di economia e finanza

Damir Medved – scrive alla tecnologia e alle comunità

Punti di vista: 55

cartellini 2022, Damir Juričić, Damir Medved, Finanza, Notizie

Testi di esperti

Comunità dell'energia – economia ed efficacia in termini di costi

Autore del post A cura di Damir Juričić
Data di pubblicazione 28. Maggio 2022
1 commento su Energetske zajednice – ekonomija i isplativost

A metà ottobre di quest'anno è stato pubblicato. Legge sul mercato dell'energia elettrica (ZTEE) che introduce numerosi giornali di cui, ai fini di questo testo, troviamo una parte interessante relativa alle comunità energetiche. Si tratta della possibilità di associare i cittadini in formazioni che consentirebbero loro di produrre congiuntamente elettricità (qui si assume l'energia prodotta dalla tecnologia delle centrali fotovoltaiche) e di condividere l'energia prodotta nell'ambito della stessa sottostazione. La legge suscita opinioni divergenti per quanto riguarda il suo potenziale di accelerare la microgenerazione individuale di energia elettrica e la condivisione reciproca (negoziazione) delle eccedenze energetiche generate tra i membri della comunità energetica.

Uplotone

Negli ultimi anni, da quando i prezzi dei pannelli solari sono diminuiti in modo significativo, le centrali fotovoltaiche sono diventate progetti finanziariamente autosufficienti. La possibilità di raggiungere la redditività investendo in centrali fotovoltaiche indirizza giustamente l'attenzione dei cittadini agli investimenti. Inoltre, ultimamente, il termine "" è stato spesso incontrato.prosumer’, un termine composto da ’produttore" e "consumatore"e indica l'entità che consuma (consumatore) l'elettricità, ma genera anche (produttore). Il ruolo dell'entità nel consumo di energia elettrica è noto, ma le questioni, soprattutto pratiche, di attuazione, sorgono proprio in relazione al processo di produzione di energia elettrica.

Le comunità energetiche il cui scopo è la produzione e la condivisione dell'energia elettrica prodotta possono essere raggiunte dai cittadini tra di loro, ma con loro o in modo indipendente e da altri soggetti quali unità di autogoverno locali e regionali, istituzioni, società di servizi pubblici e altri soggetti raccolti attorno ad una sottostazione. Qui, la più intrigante è quella limitata possibilità di messa in comune in un luogo coperto da una sottostazione, che limita significativamente il significato di condivisione dell'elettricità prodotta. Si sottolinea che i membri della comunità energetica producono energia Puoi condividere, ma non vendere..

Riunire i cittadini per condividere l'energia

Articolo 26. ZTEE prevede che i cittadini possano riunirsi per produrre e condividere congiuntamente l'energia prodotta per il proprio consumo. Ciò avverrà attraverso le cosiddette comunità energetiche. Comunità dell'energia dei cittadini è una persona giuridica stabilita nel territorio della Repubblica di Croazia, i cui azionisti o soci si riuniscono volontariamente per beneficiare dello scambio di energia prodotta e consumata in una determinata area territoriale di una comunità locale. È particolarmente importante sottolineare che un azionista o membro di una comunità energetica dei cittadini può essere una persona fisica o giuridica, comprese le unità di autogoverno locale, una microimpresa o una piccola impresa il cui luogo di residenza, stabilimento o locale commerciale si trova nel territorio dell'unità di autogoverno locale in cui ha sede la comunità energetica dei cittadini. Pertanto, il regolamento consente ai cittadini di unire le forze con persone di diritto pubblico come città, comuni, istituzioni o società di servizi pubblici al fine di sfruttare meglio il potenziale di produzione e consumo (in-house) (in natura, condivisione) dell'energia elettrica prodotta.

Attività della comunità energetica

La comunità energetica dei cittadini può partecipare alla produzione di energia elettrica per le esigenze degli azionisti o dei membri della comunità energetica dei cittadini, come segue:

da fonti energetiche rinnovabili;
- fornitura di energia elettrica agli azionisti o ai membri della comunità energetica dei cittadini;
- gestire il consumo di energia elettrica da parte degli azionisti o dei membri della comunità energetica dei cittadini;
- aggregazione degli azionisti o dei membri della comunità energetica dei cittadini;
- stoccaggio dell'energia per gli azionisti o i membri della comunità energetica dei cittadini;
- servizi di efficienza energetica per gli azionisti o i membri della comunità energetica dei cittadini;
- servizi di ricarica per veicoli elettrici di azionisti o membri della comunità energetica dei cittadini;
- Può fornire altri servizi energetici agli azionisti o ai membri della comunità energetica dei cittadini conformemente alle norme che disciplinano i singoli mercati dell'energia elettrica.

Tuttavia, la disposizione di cui all'articolo 3 del L’articolo 21 dello ZTEE definisce il significato della Comunità dell’energia come una «persona giuridica basata su una partecipazione volontaria e aperta e effettivamente controllata da membri o azionisti che sono persone fisiche, enti locali autonomi o piccole imprese, il cui scopo principale è la tutela dell’ambiente. economic o benefici sociali per i suoi soci o azionisti o per le aree locali in cui opera, e Nessun guadagno finanziario e può partecipare alla generazione, anche da fonti rinnovabili, alla fornitura, al consumo, all'aggregazione, allo stoccaggio dell'energia, ai servizi di efficienza energetica o ai servizi di ricarica per veicoli elettrici, o fornire altri servizi energetici ai suoi membri o azionisti.

Il problema del non profit

Inoltre, la disposizione dell'articolo 26 stabilisce che la Comunità dell'energia agisce in base alla legge che disciplina Operazioni finanziarie e contabilità delle organizzazioni senza scopo di lucro. Occorre inoltre aggiungere che né la direttiva né lo ZTEE definiscono chiaramente la nozione di «condivisione» dell’energia all’interno di una comunità. La condivisione dell'energia può essere con o senza compensazione. Il rimborso può essere nominato finanziariamente o naturalmente. A tale riguardo, non è chiaro se qualsiasi contributo all'energia condivisa sia consentito o vietato. Naturalmente, il divieto di compensare coloro che condividono la loro energia in eccesso dovrebbe essere inammissibile perché, per così dire, discrimina il diritto di un membro della comunità di realizzare un profitto se tutti i membri della comunità concordano sul prezzo dell'energia in eccesso condivisa.

Infine, un membro della comunità che ha bisogno di energia può prelevarla dalla rete e pagherà una tariffa per l'energia consumata (prezzo dell'energia – HRK/kWh). Egli ritiene che tale prezzo sia economicamente giustificato. La domanda è perché non poteva acquistare energia dal suo membro della comunità che in quel momento ha energia in eccesso a un prezzo inferiore a quello della rete (se si verificano tali circostanze). Perché i membri della comunità (quelli che consegnano l'energia in eccesso a coloro che attualmente reclamano energia) non dovrebbero ricevere benefici economici e finanziari: un reddito aggiuntivo e l'altro risparmio? Tanto più che tali entrate e spese per l'energia acquistata (condivisa) non sono registrate nel conto della persona giuridica della comunità energetica, ma nei conti privati dei membri della comunità. Si tratta certamente di domande a cui occorre dare una risposta chiara prima che inizi l'attuazione degli obiettivi fissati per la transizione energetica e l'associazione operativa dei cittadini nelle comunità energetiche.

Regolamento UE

Tali disposizioni potrebbero, attraverso la loro formulazione vaga, rendere più difficile l'organizzazione immediata, l'organizzazione e l'attuazione finale della finalità e degli obiettivi previsti. Da tali disposizioni si dedurrebbe che un vantaggio economico non comporta la realizzazione di un profitto finanziario. Inoltre, vi è una limitazione o garanzia del legislatore che le comunità energetiche non devono essere legalmente organizzate in altro modo che in un modo che implichi la registrazione dei cambiamenti aziendali in conformità con le regole delle organizzazioni senza scopo di lucro, cioè associazioni o cooperative. Questo potrebbe essere controverso perché Direttiva dell’Unione europea, punto 44 del preambolo sottolinea che "gli Stati membri dovrebbero essere in grado di garantire che le comunità energetiche dei cittadini siano soggette qualsiasi forma, ad esempio un'associazione, una cooperativa, un partenariato, un'organizzazione senza scopo di lucro o una piccola o media impresa;, "a condizione che tale entità possa, agendo in nome proprio, esercitare diritti ed essere soggetta a obbligazioni".

Rimane pertanto la questione del perché il legislatore abbia limitato i cittadini croati esclusivamente alle organizzazioni senza scopo di lucro di tutte le summenzionate possibilità di forme di fondazione. Tali formulazioni dello ZTEE potrebbero, nella pratica immediata, dar luogo a una serie di situazioni controverse.

Acquisto e sfruttamento di impianti fotovoltaici

Al fine di conseguire lo scopo della sua istituzione, la Comunità dell'energia concentrerà la sua attenzione su due gruppi di processi. Il primo si riferisce alla preparazione, approvvigionamento, progettazione, installazione, finanziamento e manutenzione dell'impianto fotovoltaico, mentre il secondo gruppo di processi si riferisce alla condivisione dell'energia generata tra i membri della comunità. Tuttavia, prima dell'attuazione pratica del progetto, è necessario rispondere a diverse domande.

Il proprietario legale della centrale fotovoltaica sarà la comunità energetica come persona giuridica o i proprietari legali saranno i membri della comunità che installano le centrali elettriche sui loro tetti?
Chi sarà il proprietario economico in questi casi?
Le eccedenze di energia prodotta saranno condivise tra i membri della comunità che ne sono comproprietari, o i comproprietari della comunità saranno in grado di condividere le loro eccedenze con altri vicini all'interno di una sottostazione che non sono proprietari formali dell'entità giuridica della comunità energetica?
La condivisione sarà effettuata operativamente con compensazione finanziaria (sarà possibile scambiare tra loro le eccedenze prodotte) o le eccedenze prodotte saranno date ai membri della comunità? Oppure, d'altra parte, si formerà in anticipo un prezzo di calcolo delle eccedenze prodotte, che sarà diviso tra i membri in base a determinate chiavi?
Infine, come saranno ripartite le eccedenze energetiche tra i suoi membri nei casi in cui l'offerta di eccedenze è inferiore alla domanda di energia tra i membri?
In questo caso, chi avrà la priorità nel rilevare l'eccedenza di energia – frazionamento proporzionale o frazionamento in base al criterio del prezzo massimo offerto?

L'organizzazione generale delle relazioni tra entità all'interno e all'esterno della comunità energetica all'interno di una sottostazione può essere illustrata dallo schema 1:

Regime 1: Organigramma generale delle relazioni all'interno della comunità energetica (Fonte: Autori)

Leggenda: G – un cittadino che è membro di una comunità energetica o un cittadino che non è membro di una comunità energetica ma che rientra nel territorio della stessa sottostazione.

Acquisto di impianti fotovoltaici

I membri razionali della comunità energetica nella fase di preparazione e al momento della costituzione formale della comunità energetica, che potrebbe essere un'associazione o una cooperativa all'interno dello ZTEE, si chiederanno come procurarsi l'impianto. Se la centrale elettrica sarà acquistata come lavori, come servizio di disponibilità o se cederà le superfici di sua proprietà legale a terzi e concluderà un contratto di acquisto di energia con essa (il cosiddetto contratto di acquisto di energia). l' accordo di compravendita di energia elettrica). L'appalto dei lavori è preceduto dall'appalto della progettazione e del finanziamento. Di seguito è riportato l'appalto di appaltatori (installazione di una centrale fotovoltaica) e la manutenzione della centrale elettrica nel suo ciclo di vita. Va notato qui che i rischi della progettazione e della manutenzione, e in parte dell'assemblaggio, sono presi in carico dalla comunità energetica. A questo proposito, i membri della comunità valuteranno le loro conoscenze e competenze nell'attuazione di questi processi, vale a dire la loro capacità di assumere i suddetti gruppi di rischio. In questo caso, la comunità energetica sarà il proprietario legale ed economico permanente dell'impianto. Tutta l'energia prodotta appartiene alla comunità energetica.

Nell'ambito della seconda opzione, l'approvvigionamento della disponibilità di una centrale fotovoltaica, la comunità energetica preparerà un progetto preliminare con caratteristiche di uscita dell'impianto definite con precisione e procurerà un esecutore del progetto che, sulla base della progettazione preliminare e degli standard definiti, progetterà, finanzierà, installerà e manterrà l'impianto nel suo ciclo di vita. Durante il periodo del contratto per l'approvvigionamento della centrale elettrica, la comunità pagherà un canone per la disponibilità al contraente finché la centrale elettrica è operativa in conformità con gli standard definiti e le caratteristiche di produzione del progetto. In questo caso, la comunità energetica sarà il proprietario legale permanente dell'impianto, ma il proprietario economico sarà l'appaltatore. Alla risoluzione del contratto, la comunità energetica diventerà anche il proprietario economico. Tutta l'energia prodotta appartiene alla comunità energetica.

Nel terzo caso, i membri della comunità acquisiranno un appaltatore che progetterà, installerà, finanzierà e manterrà l'impianto e concluderà un contratto con la comunità energetica, o i suoi membri, sull'acquisto di energia elettrica basata, se disponibile, su una quantità e un prezzo predeterminati. In questo caso, tutta l'energia prodotta può appartenere alla Comunità dell'energia o ai suoi membri, a seconda del contenuto del contratto.

In questi processi relativi all'approvvigionamento di un impianto fotovoltaico, il cittadino è riconosciuto come comproprietario della comunità energetica, che con il suo contributo finanziario partecipa al finanziamento totale o parziale dell'approvvigionamento della centrale elettrica. La domanda è: chi sarà il proprietario legale della centrale elettrica, la comunità energetica o un cittadino membro della comunità? Entrambe le opzioni sono possibili.

Sfruttamento della centrale fotovoltaica

Una volta che l'impianto fotovoltaico è installato e messo in servizio, i membri della comunità sono tenuti a utilizzare l'energia prodotta. L'energia sarà molto probabilmente utilizzata nei seguenti modi:

Per l'autoconsumo (ogni membro della comunità utilizzerà in primo luogo l'energia prodotta, ad esempio, sul tetto del proprio edificio per il proprio fabbisogno energetico al fine di sostituire l'energia più costosa della rete con l'energia più economica del proprio impianto e ottenere così risparmi);
Condivideranno l'energia in eccesso prodotta con i membri della comunità;
compensare la carenza di energia rilevando le eccedenze generate dalle centrali fotovoltaiche di altri membri della comunità che attualmente dispongono di eccedenze;
Compensare la carenza di energia con l'energia proveniente dalla rete;
L'eccesso di energia è stato consegnato alla rete.

Affinché l'energia sia condivisa e distribuita in modo trasparente e sicuro, fatturata e registrata, sarà necessario un sistema intelligente per consentire il monitoraggio e la registrazione automatici delle eccedenze e dei disavanzi energetici prodotti e condivisi tra i membri della comunità, il confronto automatico dei prezzi prodotti dai singoli sistemi fotovoltaici dei membri con il prezzo dell'energia acquistata dalla rete, e in particolare la registrazione e la contabilizzazione delle eccedenze scambiate internamente condivise. In relazione a quanto sopra, poiché la direttiva e lo ZTEE non sono chiaramente definiti, sarà particolarmente importante per un'attuazione più efficiente delle comunità energetiche definire chiaramente cosa significhi condivisione dell'energia – se questa ridistribuzione a un prezzo fisso predeterminato o condivisione implichi anche prezzi interni di scambio tra membri della comunità (eventualmente cittadini che non sono membri della comunità perché non sono in grado di partecipare materialmente e finanziariamente all'appalto di una centrale fotovoltaica, ma contribuiscono al raggiungimento di interessi comuni con membri formali della comunità).

Gestire la parte relativa allo sfruttamento di una centrale fotovoltaica all'interno della comunità energetica è anche una buona idea considerare la possibilità di riunire diversi membri il cui ritmo di produzione e consumo dell'energia prodotta è in una sorta di discrepanza: quando un membro produce energia e non la consuma, l'altro membro consuma energia e viceversa. Ad esempio, è efficiente associare cittadini e scuole perché la scuola nelle ore mattutine della giornata consuma l'energia che i cittadini producono, ma non consumano perché, il più delle volte, si trovano in luoghi di lavoro dislocati dal loro luogo di residenza (produzione di energia). D'altra parte, la scuola nel pomeriggio non consuma energia mentre i cittadini la spendono. Inoltre, la scuola nei mesi estivi è il produttore di energia predominante e i cittadini sono il consumatore predominante. Tale "simbiosi" può apportare un contributo significativo a un migliore conseguimento degli obiettivi di transizione.

Finanziamento degli appalti delle comunità energetiche

Una questione particolarmente importante, derivante dalle questioni sopra sollevate, riguarda il finanziamento dell'acquisto di centrali fotovoltaiche all'interno della comunità energetica. Per l'attuazione dei processi relativi al finanziamento, è importante rispondere alla domanda su chi sia il proprietario legale ed economico delle centrali fotovoltaiche, soprattutto se i membri della comunità energetica sono unità di autogoverno locale e regionale e istituzioni o società di loro proprietà. Se la comunità energetica sarà un investitore in centrali fotovoltaiche, otterrà fonti di finanziamento e le rimborserà dalla tassa di disponibilità o dal prezzo dell'energia venduta ad altri membri della comunità. È chiaro qui quanto sia importante definire con precisione il duplice ruolo di un membro della comunità – come comproprietario della comunità (processi di appalto di una centrale fotovoltaica) e come consumatore di energia (processi di sfruttamento di una centrale fotovoltaica).

Varianti di approvvigionamento delle centrali elettriche

L'acquisto della centrale elettrica sarà molto probabilmente finanziato dalle proprie fonti (contributo dei membri della comunità, i cosiddetti equità, una scommessa fondante) e dal debito ottenuto, il più delle volte, da banche commerciali. Naturalmente, la relazione tra le proprie fonti di debito e quelle di un altro dipenderà dai rischi complessivi del progetto. Il regime 2 presenta due possibilità di finanziamento comunitario:

Regime 2: Opzioni di finanziamento per la Comunità dell'energia (fonte: Autori)

Per quanto possibile a) nell'ambito del regime 6, la comunità energetica, in quanto soggetto giuridico costituito dal ruolo dei suoi membri, investe in centrali fotovoltaiche di proprietà dei suoi membri. L'entità giuridica della comunità energetica, oltre ai ruoli fondativi dei suoi membri, ottiene anche fonti di finanziamento del debito al fine di regolare il valore del capitale dell'investimento. La base giuridica di un investimento può essere, ad esempio, un contratto di leasing per le attività dei soci.

La persona giuridica della comunità energetica compenserà il diritto acquisito di investire sulla proprietà di altre persone mediante un canone (affitto) ai proprietari della proprietà (membri - ma questo solleva immediatamente la questione se la persona giuridica della comunità energetica possa concludere contratti di locazione di proprietà e altri cittadini che non sono membri della comunità energetica). Dal prezzo dell'energia venduta ai suoi membri, l'entità legale della comunità energetica estinguerà le fonti di finanziamento del debito e ridurrà il suo conto di entrate e spese a zero (0) poiché mantiene i libri contabili secondo le regole per le organizzazioni senza scopo di lucro. Per quanto possibile b) i membri della comunità energetica ottengono essi stessi fonti di finanziamento (proprie e altrui – debito) per investire in una centrale fotovoltaica sui loro attivi. Inoltre, ai fini della condivisione delle eccedenze energetiche, concluderà un accordo con l'entità giuridica della comunità energetica in cui definirà con precisione le regole della condivisione dell'energia.

Al fine di incoraggiare i cittadini a investire in centrali fotovoltaiche all'interno delle comunità energetiche, vale anche la pena sollevare la questione di un uso più facile degli strumenti finanziari al fine di rendere le fonti commerciali più accessibili e ridurre al minimo le proprie fonti. Gli strumenti finanziari del quadro finanziario pluriennale 2021-2027 potrebbero essere utilizzati in modo significativo in questo contesto. In particolare, Regolamento (UE) 2021/1060 la programmazione, la progettazione e l'attuazione degli strumenti finanziari sono state notevolmente agevolate. Un'ampia gamma di possibili strumenti finanziari suggerisce che, proprio ai fini del finanziamento delle comunità energetiche, potrebbero essere creati strumenti che contribuirebbero ad accelerare l'attuazione di tali progetti. Secondo gli autori, questo potrebbe essere uno strumento di aiuto non rimborsabile (per coprire parte dei costi di preparazione del progetto) combinato con un prestito subordinato. Tale strumento potrebbe facilitare e accelerare la preparazione di un progetto per i cittadini e consentire la riduzione delle fonti di finanziamento proprie con una maggiore probabilità di ottenere fonti commerciali di finanziamento del debito.

Zplugin

L'entrata in vigore dello ZTEE è un importante passo avanti nell'attuazione degli obiettivi della transizione energetica, in particolare nella parte relativa all'obiettivo della produzione di energia nel luogo di consumo, mentre la scelta della tecnologia di produzione di energia soddisferà l'obiettivo relativo alla decarbonizzazione. Tuttavia, l'attuale articolazione dei regolamenti non è sufficientemente chiara per l'attuazione immediata degli obiettivi prefissati e pone rischi significativi in termini di raggiungimento degli obiettivi prefissati. A questo proposito, è particolarmente importante stimolare e condurre discussioni di esperti nel più breve tempo possibile al fine di definire chiaramente tutti i processi necessari per l'attuazione a basso rischio dei progetti. Anche uno strumento finanziario combinato dell'UE appositamente programmato, strutturato con un'assistenza in conto capitale per coprire parte dei costi di preparazione dei progetti e un prestito subordinato con un tasso di interesse ridotto e un periodo di rimborso prolungato in relazione alle attuali condizioni di mercato, potrebbe contribuire ad accelerare l'attuazione di progetti di questo tipo.

Questa è la seconda parte della versione estesa del testo originariamente pubblicato sulla Gazzetta il Centro per lo Sviluppo del Settore Pubblico e Non Profit, Tim4Pin n. 1 2022

La prima parte è disponibile all'indirizzo:

COMUNITÀ ENERGETICA — BENEFICI TECNICI

Damir Medved – scrive di tecnologia e comunità

Punti di vista: 90

cartellini 2022, Damir Juričić, Damir Medved, Economia, Notizie

Testi di esperti

Comunità dell'energia – contesto tecnico

Autore del post A cura di Damir Medved
Data di pubblicazione 25. Maggio 2022
1 commento su Energetske zajednice – tehnička pozadina

A metà ottobre di quest'anno è stato pubblicato. Legge sul mercato dell'energia elettrica (ZTEE) che introduce una serie di novità di cui, ai fini del presente testo, troviamo una parte interessante relativa alle Comunità dell'energia. Si tratta della possibilità di associare i cittadini in formazioni che consentirebbero loro di produrre congiuntamente elettricità (qui si assume l'energia prodotta dalla tecnologia delle centrali fotovoltaiche) e di condividere l'energia prodotta nell'ambito della stessa sottostazione. La legge suscita opinioni divergenti per quanto riguarda il suo potenziale di accelerare la microgenerazione individuale di energia elettrica e la condivisione reciproca (negoziazione) delle eccedenze energetiche generate tra i membri della comunità energetica. In questa prima parte presentiamo il background tecnico del finanziamento degli impianti fotovoltaici.

Introduzione

Negli ultimi anni, da quando i prezzi dei pannelli solari sono diminuiti in modo significativo, le centrali fotovoltaiche sono diventate progetti finanziariamente autosufficienti. La possibilità di raggiungere la redditività investendo in centrali fotovoltaiche indirizza giustamente l'attenzione dei cittadini agli investimenti. Inoltre, ultimamente, il termine "prosumatore", un termine composto dai termini "produttore" e "consumatore", è stato frequentemente incontrato per indicare l'entità che consuma (consumatore) l'elettricità, ma genera anche (produttore).

Il ruolo dell'entità nel consumo di energia elettrica è noto, ma le questioni, soprattutto pratiche, di attuazione, sorgono proprio in relazione al processo di produzione e condivisione dell'energia elettrica. Le comunità energetiche, il cui scopo è la produzione e la condivisione dell'elettricità prodotta, possono essere raggiunte dai cittadini tra di loro, ma anche, con loro o in modo indipendente, da altri enti come unità di autogoverno locali e regionali, istituzioni, società di servizi pubblici e altri enti riuniti attorno a una stazione di trasformazione. Qui, il più intrigante è questa capacità limitata di collaborare sul posto Incluso in una sottostazione Ciò limita in modo significativo il senso di condivisione dell'elettricità prodotta, soprattutto nel contesto croato di bassa densità di popolazione, che causa un numero relativamente elevato di sottostazioni con un numero limitato di connessioni. Si sottolinea che i membri della comunità energetica possono condividere l'energia prodotta; ma non per vendere. Così, almeno, si può dedurre da formulazioni non sufficientemente chiare dai regolamenti.

Nella maggior parte dei paesi dell'UE è prassi non guardare la stazione di trasformazione, ma la distanza fisica (1 km, ecc.)
COMPILARE il progetto

Produzione di energia da impianti fotovoltaici

La rivoluzione tecnologica degli ultimi cento anni ha portato alla democratizzazione e alla proliferazione di numerosi prodotti o servizi che fino ad allora erano a disposizione di una ristrettissima cerchia di privilegiati. Basti ricordare l'espansione dell'uso dei veicoli personali, i viaggi aerei o la disponibilità di computer e dispositivi mobili. Ce ne sono centinaia, ma ora un altro ramo altamente centralizzato dell'economia è sulla strada del decentramento di massa: la produzione e la distribuzione di energia elettrica.

Le centrali fotovoltaiche non sono una nuova tecnologia, ma negli ultimi dieci anni si sono verificati cambiamenti significativi con un drastico calo dei prezzi dei pannelli solari e delle apparecchiature di controllo, tanto che un tipico impianto fotovoltaico per impianti domestici di 10 kW dieci anni fa valeva oltre mezzo milione di kune, mentre oggi il prezzo dell'impianto con installazione è di circa settantamila kune, che, mettendolo a disposizione della famiglia media, cioè il prezzo è paragonabile, ad esempio, all'installazione di riscaldamento centralizzato o pompe di calore.

Oltre al fotovoltaico, si stanno verificando importanti sviluppi anche nel contesto dello stoccaggio dell'energia: le batterie, in cui gli impianti a batteria non sono più di grandi dimensioni e non richiedono una manutenzione speciale. Il crescente numero di autovetture elettriche non dovrebbe essere trascurato, il che avrà anche un forte impatto sul consumo e sullo stoccaggio di energia elettrica nelle proprie batterie, che spesso hanno una capacità molto elevata. Oltre a queste innovazioni tecniche, sono emersi modelli di sfruttamento innovativi che cercano di esaminare il costo per tutta la vita dell'impianto e quindi aprire alcune altre opportunità nel contesto della proprietà e del controllo dell'impianto stesso, vale a dire nuovi modelli finanziari più sostenibili a lungo termine.

Infine, in un mondo sempre più volatile, sarà particolarmente importante garantire fonti energetiche stabili e sicure, riducendo così la dipendenza e l'impatto delle esternalità, mentre è fondamentale che queste fonti energetiche siano anche rispettose dell'ambiente, non aumentino la loro impronta di carbonio e siano economicamente sostenibili a lungo termine.

Tuttavia, ogni nuova tecnologia comporta qualche tipo di rischio (tecnico e finanziario), e per capire i rischi è importante comprenderne il funzionamento, quindi per cominciare diamo un'occhiata a quali sono i componenti di base dell'impianto fotovoltaico.

Tipi di impianti fotovoltaici

Il compito chiave del sistema fotovoltaico è la conversione diretta dell'energia solare in elettricità, che consente il funzionamento di un certo numero di carichi AC (AC) o DC (DC). Il sistema FN può anche avere un sistema di backup aggiuntivo, in genere una batteria o un generatore, che consente un funzionamento isolato. Gli impianti fotovoltaici sono costituiti da moduli fotovoltaici, convertitori di energia ed elettronica di controllo. Sistemi più semplici (per cottage, ecc.) alimentano solo i consumatori DC (lampade più piccole, radio, ecc.), Ma con l'aggiunta di un convertitore DC / CA, tale sistema può quindi produrre elettricità per tutti i comuni consumatori AC.

Generalmente, l'impianto fotovoltaico può essere suddiviso nei seguenti gruppi:

1. Indipendente (autonomo) – completamente indipendente dalla rete

2. Griglia, collegata alla rete:

Attivo (interattivo) - bidirezionale, può prendere energia dalla rete ma anche inviare eccedenze da FN
passiva – unidirezionale, la rete funge (solo) da fonte di backup quando non vi è produzione in FN

3. Ibrido, essenzialmente autonomo con l'aggiunta di fonti di energia rinnovabili (il più delle volte parchi eolici).

Gli impianti autonomi sono per valore di capitale il più significativo degli impianti fotovoltaici connessi alla rete di distribuzione. La differenza nel valore del capitale deriva dall'esistenza di un sistema di batterie, apparecchiature di controllo aggiuntive e regolatori. Inoltre, il convertitore di rete per sistemi fotovoltaici connessi alla rete è più semplice per funzione e in genere ha meno potenza di quelli autonomi.
sistemi.

Naturalmente, valori di capitale più elevati di tali progetti causeranno anche costi operativi più elevati nel ciclo di vita della centrale fotovoltaica.

Sistema fotovoltaico indipendente (autonomo)

I sistemi autonomi producono tutta l'energia necessaria ai consumatori da soli e questo crea sfide significative. Ad esempio, quando l'elettricità deve essere fornita di notte o in periodi con bassa intensità di radiazione solare, è certamente necessaria una batteria di capacità adeguata per fungere da serbatoio di elettricità.

Un componente chiave del sistema è il controller per la ricarica e lo scarico controllati della batteria e, aggiungendo un inverter (da = 12 V a ~ 230 V), il sistema è anche in grado di alimentare i consumatori abituali come lavatrici, televisori, frigoriferi, computer e piccoli elettrodomestici, naturalmente in base alla capacità installata dell'impianto fotovoltaico e delle batterie. Tipicamente utilizzato in aree isolate, isole o insediamenti montani remoti, sia per applicazioni private che aziendali (ad esempio stazioni base di telecomunicazione, fari, sistemi di monitoraggio stradale, ecc.). Un esempio di questo sistema è mostrato nella Figura 1. A causa delle minori perdite, è auspicabile avere il maggior numero possibile di carichi CC.

Sistemi fotovoltaici ibridi

L'idea di base del sistema fotovoltaico ibrido è quella di aumentare la disponibilità e l'affidabilità del sistema collegando impianti fotovoltaici autonomi con altre fonti di energia elettrica di backup, come turbine eoliche, piccole centrali idroelettriche, unità ausiliarie a benzina o diesel.

I moderni inverter consentono il collegamento di turbine eoliche e impianti fotovoltaici senza grossi problemi, dando maggiore sicurezza e disponibilità di fornitura di energia elettrica e consentendo una minore capacità della batteria come serbatoio di energia elettrica. Per le soluzioni che utilizzano aggregati a benzina e diesel, i sistemi sono dimensionati in modo tale che gli aggregati siano utilizzati in modo minimo, il che consente di risparmiare carburante, ridurre i costi di manutenzione degli aggregati e prolungarne la durata. Un esempio di un sistema fotovoltaico ibrido è mostrato in Figura 2.

Impianto fotovoltaico di rete passivo e attivo

La complessità dell'impianto fotovoltaico è determinata dal livello di automazione. In generale, distinguiamo i sistemi fotovoltaici passivi di rete che utilizzano la rete elettrica solo in modo condizionato, nei periodi in cui i moduli fotovoltaici non possono produrre quantità sufficienti di elettricità, ad esempio di notte quando le batterie sono scariche allo stesso tempo (Figura 3). Di solito tutto il regolamento è manuale.

Rete passiva Impianto fotovoltaico — Figura 3 Sistema fotovoltaico di rete passiva

I sistemi fotovoltaici di rete attivi e interattivi utilizzano la rete in modo dinamico, prelevando energia dalla rete pubblica in caso di maggiori esigenze o quando l'energia è economica, o restituendola alla rete pubblica in caso di eccedenza di energia elettrica prodotta nei moduli fotovoltaici o quando è redditizio vendere energia (figura 4). In genere, tali sistemi sono automatizzati e autonomi e, se sono collegati ad alcune logiche AI / ML, possono eseguire algoritmi più complessi per il trading di energia elettrica.

Rete attiva Impianto fotovoltaico — Figura 4 Sistema fotovoltaico di rete attivo

Connessione del sistema alla rete

Gli impianti fotovoltaici sono collegati tramite inverter alla rete di distribuzione, dove essi stessi producono corrente continua in pannelli FN, che deve essere successivamente convertita in una tensione alternata della frequenza di rete per alimentare i consumatori o lavorare in parallelo con la rete elettrica. L'alimentazione elettrica pubblica è responsabile del mantenimento della qualità della frequenza e della tensione, per cui in caso di deviazione, il funzionamento dell'inverter viene automaticamente spento o interrotto.

Il problema della stabilità della rete è molto complesso e va oltre il campo di applicazione di questo articolo, ma va notato che ci possono essere effetti negativi degli impianti fotovoltaici collegati alla rete di distribuzione (se non implementati dalle norme), come l'aumento della corrente di cortocircuito, minando la sensibilità della protezione nella rete elettrica, l'impatto sulla qualità dell'elettricità, la disponibilità della rete di distribuzione e l'aumento delle perdite di rete. Gli impatti dipendono dalla potenza della sorgente (sistema FN), dal suo consumo nel punto di connessione e dalle caratteristiche dell'impianto, e dalle caratteristiche della rete di distribuzione a cui è collegato. Collegare l'impianto fotovoltaico alla rete presenta anche nuove sfide per gli operatori di rete che ora hanno flussi di energia in due direzioni, e non solo verso il consumatore, soddisfacendo quindi necessariamente tutti gli standard giuridici positivi.

Oltre alla questione della produzione fisica di elettricità, è anche importante misurare correttamente, registrare eccedenze o deficit e l'intero contesto del commercio di energia. Nel solito modo di collegare l'impianto fotovoltaico alla rete, la corrente di uscita dall'impianto fotovoltaico viene utilizzata per fornire principalmente i consumatori della famiglia e l'eccedenza prodotta viene immessa nella rete (Figura 5).

Figura 5 Collegamento normale dell'impianto fotovoltaico alla rete

Gestione intelligente del sistema (produzione, consumo e commercio di energia elettrica)

Un elemento importante della realizzazione di un impianto fotovoltaico sostenibile è la gestione (se possibile automatizzata) dei processi di produzione, consumo e vendita di energia elettrica.

Il cuore del sistema è un contatore elettrico intelligente (Prosumer meter) che consente il controllo dei flussi di energia in un impianto fotovoltaico. Il prosumer può essere relativamente semplice con una logica basata su regole più piccole (time switch o alcune semplici regole come prendere decisioni basate sullo stato di carica della batteria) o aiutato da un sistema esterno più complesso (di solito in un cloud con proprietà AI / ML associate a fonti di informazioni pertinenti sui prezzi dell'energia in tempo reale) che determinerà il momento migliore per acquistare o vendere energia elettrica in base alla domanda e al prezzo. Oltre ai Prosumer, sono fondamentali anche gli elettrodomestici intelligenti che possono essere controllati da remoto. Questa intelligenza può essere integrata nei dispositivi o (per le apparecchiature più vecchie) possono essere utilizzate prese intelligenti che consentono anche il controllo della qualità dell'alimentazione.

Possiamo quindi individuare i seguenti scenari tipici:

Notte, niente sole, l'energia è a buon mercato — Foto 6 Notte, senza sole, l'energia è a buon mercato

Dan, l'energia dalla rete è costosa, non ci sono eccedenze — Figura 7 Giorno, l'energia dalla rete è costosa, non ci sono eccedenze

Dan, l'energia dalla rete è costosa, abbiamo eccedenze — Figura 8 Giorno, l'energia dalla rete è costosa, abbiamo eccedenze

Giorno, niente sole, energia insieme — Foto 9 Giorno, senza sole, energia tramontata

Criteri di selezione delle attrezzature

I sistemi fotovoltaici sono molto diversi da tutte le fonti convenzionali di energia elettrica, principalmente per:

scegliere una soluzione tecnica individuale e non di routine
la scelta critica delle dimensioni degli impianti fotovoltaici e convenzionali, da cui dipende maggiormente il rapporto costo-efficacia;
selezione molto critica di attrezzature che deve fare 25g senza riparazione.
molto importante a chi sottoporre l'esecuzione dei lavori.

La parte più importante di qualsiasi impianto fotovoltaico sono i moduli fotovoltaici, che devono soddisfare le caratteristiche tecniche appropriate. Ciò significa che deve esserci tutta la documentazione tecnica necessaria per dimostrare le prove, la funzionalità e la produzione annuale in condizioni ben definite.

I criteri di selezione delle attrezzature sono i seguenti:

Origine nota delle apparecchiature
documentazione tecnica delle attrezzature
Atei e garanzie tecniche delle attrezzature
Istruzioni per la gestione e l'assemblaggio
Contratto sulle garanzie tecniche e di produzione per le attrezzature
prezzo specifico, termine e modalità di pagamento, durata della garanzia
un elenco dei riferimenti del fabbricante o del suo mandatario;

Efficacia in termini di costi, entrate, spese, costi di impianto

L'efficacia in termini di costi di tutte le tecnologie di produzione di energia, compresi gli impianti fotovoltaici, è determinata da:

ricavi e risparmi derivanti dall'utilizzo del sistema
costi di investimento (investimenti)
Costi operativi
costi di assistenza e manutenzione
Costi di smantellamento al termine del ciclo di vita dell'impianto
costi indiretti (preventivi e di bonifica) di conservazione dell'ambiente circostante.

I costi di investimento in impianti fotovoltaici possono, in linea di principio, essere suddivisi in:

costi di investimento per moduli fotovoltaici
costi di investimento per gli inverter
costi di investimento per regolatori di tensione e ricarica delle batterie
Costi di investimento delle batterie
costi di investimento in altre attrezzature
costi dei servizi di progettazione e consulenza
costi di installazione delle attrezzature.

Tre elementi chiave nel costo totale della costruzione di un impianto fotovoltaico sono:

Moduli fotovoltaici con una quota di costo di 77,3 %,
scambiatore con una quota di costo di 9,97 %,
costruzione con una quota di costo di 4,15 %.

Domande sull'efficienza del sistema

Qual è il coefficiente di temperatura del pannello solare?

I pannelli solari sono più efficaci ad una temperatura di 25 gradi C. Per ogni grado C al di sopra di questo valore, l'efficienza deve diminuire di una percentuale compresa tra 0,3% e 0,5% In media. Questa percentuale è nota come coefficiente di temperatura della piastra.

In PVGIS, le perdite dell'impianto fotovoltaico dovute alla temperatura elevata con moduli installati accanto al tetto della casa ammontano a 15,2%, e con moduli montati sulla struttura portante 10,5% . La ragione di ciò è dovuta a una maggiore ventilazione e quindi a una minore diminuzione della potenza massima del modulo. Ci sono ancora perdite dovute alla riflessione. 2,4% e perdite di inverter e cavi da 4%.

Come posso aumentare la potenza del mio pannello solare?

Regolatore PWM o MPPT? Utilizzare sempre il regolatore solare MPPT - sono fino a 30% Più efficace del PWM Il tipo. La manutenzione e la pulizia regolari aiutano a mantenere la potenza di uscita dei pannelli solari. Assicurarsi che la matrice di pannelli solari è in luce solare diretta senza ombreggiatura. I faretti solari possono aiutare ad aumentare la potenza di uscita, ma è necessario fare attenzione a non surriscaldare i pannelli, il che ridurrà l'uscita.

Quali pannelli solari sono i migliori poli o mono?

I pannelli solari monocristallini sono più efficienti di quelli policristallini, ma sono anche più costosi. Tuttavia, i costi relativi e l'efficienza si stanno avvicinando e c'è poca differenza.

Vale la pena installare un sistema di monitoraggio solare?

Per gli impianti fissi, è necessario scegliere l'angolo ottimale per la massima energia annuale o per la massima energia durante il periodo in cui abbiamo bisogno di più produzione di elettricità. È teoricamente la soluzione migliore con monitoraggio a due assi del movimento apparente del Sole. Questo può aumentare l'energia ottenuta da 25-40%. Ma è proprio vero?

Un esempio di bilancio per l'area della Croazia meridionale è riportato nella figura 1., da ciò è evidente che il monitoraggio del movimento del sole presenta alcuni vantaggi, ma questo dovrebbe quindi essere inserito nel contesto della redditività economica, sia degli investimenti che dello sfruttamento. I sistemi di tracciamento sono complessi, hanno molti elementi mobili: motori o interruttori che, oltre ad aumentare gli investimenti, sono in seguito un importante consumatore di energia. Ciò aumenta la possibilità di guasti del sistema e tali impianti sono significativamente meno resistenti alle raffiche di vento, che è un fattore significativo nelle nostre condizioni.

Figura 10 Confronto della produzione per FN fissi e mobili

Di seguito (Figura 2) presentiamo un esempio realistico creato sulla base di misurazioni reali in un impianto in Portogallo.

Sistema fisso di generazione di energia solare e monitoraggio in loco monoasse — Figura 11 Generazione di energia elettrica da un sistema solare fisso e da un sistema di monitoraggio monoassiale nella stessa posizione

Il grafico mostra l'uso di un impianto fotovoltaico con un sistema di monitoraggio che ha un attuatore di azionamento uniassiale che sposta il pannello fotovoltaico per tracciare la direzione della luce solare. Questo attuatore consuma elettricità come fonte e l'elettricità consumata proviene da pannelli solari alimentati da attuatori, il che provoca una riduzione dell'energia disponibile per i consumatori.

In conclusione, rispetto ai sistemi a pannello fisso, un impianto fotovoltaico con sistema di monitoraggio dell'energia solare meno efficace da usare.

Puoi saperne di più su questo argomento dall'eccellente manuale (puoi ordinarlo gratuitamente) Schrack Technik – Manuale fotovoltaico.

Questa è la prima parte della versione estesa del testo originariamente pubblicato sulla Gazzetta il Centro per lo Sviluppo del Settore Pubblico e Non Profit, Tim4Pin n. 1 2022

La seconda parte è disponibile all'indirizzo:

COMUNITÀ DELL'ENERGIA - ECONOMIA E VALIDITÀ

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