Una centrale fotovoltaica, anche conosciuta come un parco solare, è un sistema fotovoltaico su larga scala (sistema fotovoltaico) progettato per la fornitura di energia commerciale nella rete elettrica. Sono differenziati dalla maggior parte delle applicazioni di energia solare decentralizzate e montate su edifici in quanto forniscono alimentazione a livello di utilità, piuttosto che a un utente o utenti locali. A volte vengono anche indicati come fattorie solari o allevamenti solari, specialmente se situati in aree agricole. L’espressione generica scala-utilità solare viene talvolta usata per descrivere questo tipo di progetto.

La fonte di energia solare è tramite moduli fotovoltaici che convertono la luce direttamente in elettricità. Tuttavia, questo differisce da, e non dovrebbe essere confuso con l’energia solare concentrata, l’altra tecnologia di generazione solare su larga scala, che usa il calore per guidare una varietà di sistemi di generazione convenzionali. Entrambi gli approcci hanno i loro vantaggi e svantaggi, ma ad oggi, per una serie di ragioni, la tecnologia fotovoltaica ha visto un uso molto più ampio nel campo. A partire dal 2013, i sistemi fotovoltaici superano i concentratori di circa 40 a 1.

In alcuni paesi, la capacità di targa di una centrale fotovoltaica è valutata in megawatt-peak (MWp), che si riferisce alla potenza di uscita CC teorica massima del generatore solare. In altri paesi, il produttore dà la superficie e l’efficienza. Tuttavia, Canada, Giappone, Spagna e alcune parti degli Stati Uniti spesso specificano di utilizzare la potenza nominale inferiore convertita in MWAC; una misura direttamente comparabile ad altre forme di produzione di energia. Una terza valutazione, meno comune, è il mega volt-ampere (MVA). La maggior parte dei parchi solari sono sviluppati su una scala di almeno 1 MWp. All’inizio del 2017, la centrale fotovoltaica più grande al mondo ha una capacità di oltre 800 megawatt e sono previsti progetti fino a 1 gigawatt. Alla fine del 2016, circa 4.300 progetti con una capacità combinata di 96 GWAC erano parchi solari superiori a 4 MWAC.

La maggior parte delle esistenti centrali elettriche fotovoltaiche su larga scala sono di proprietà e gestite da produttori indipendenti di energia elettrica, ma il coinvolgimento di progetti di proprietà pubblica e pubblica è in aumento. Ad oggi, quasi tutti sono stati sostenuti almeno in parte da incentivi normativi come tariffe incentivanti o crediti d’imposta, ma dal momento che i costi livellati sono diminuiti significativamente nell’ultimo decennio e la parità di rete è stata raggiunta in un numero crescente di mercati, potrebbe non passare molto tempo prima che gli incentivi esterni cessino di esistere.

Storia
Il primo parco solare da 1 MWp è stato costruito da Arco Solar a Lugo vicino a Hesperia, in California, alla fine del 1982, seguito nel 1984 da un’installazione da 5,2 MWp in Carrizo Plain. Entrambi sono stati poi dismessi, anche se Carrizo Plain è il sito per diversi grandi impianti ora in costruzione o in programma. La fase successiva seguì le revisioni del 2004 delle tariffe feed-in in Germania quando fu costruito un volume considerevole di parchi solari.

Da allora in Germania sono state installate diverse centinaia di installazioni superiori a 1 MWp, di cui oltre 50 hanno superato i 10 MWp. Con la sua introduzione delle tariffe feed-in nel 2008, la Spagna è diventata brevemente il più grande mercato, con circa 60 parchi solari oltre 10 MW, ma da allora questi incentivi sono stati ritirati. Anche gli Stati Uniti, la Cina, l’India, la Francia, il Canada e l’Italia sono diventati mercati importanti, come indicato nell’elenco delle centrali fotovoltaiche.

I maggiori siti in costruzione hanno una capacità di centinaia di MWp e sono in programma progetti a una scala di 1 GWp.

Ubicazione e uso del suolo
L’area di terra richiesta per una potenza di uscita desiderata varia a seconda della posizione e dell’efficienza dei moduli solari, della pendenza del sito e del tipo di montaggio utilizzato. Gli array solari inclinati fissi con moduli tipici di circa il 15% di efficienza su siti orizzontali, hanno bisogno di circa 1 ettaro / MW nei tropici e questa cifra sale a oltre 2 ettari nel nord Europa.

A causa dell’ombra più lunga che l’array proietta quando è inclinato con un’angolazione più ripida, quest’area è in genere circa il 10% più alta per un array di inclinazione regolabile o un inseguitore monoassiale e il 20% più alto per un inseguitore a 2 assi, sebbene queste cifre varieranno a seconda della latitudine e della topografia.

Le migliori posizioni per i parchi solari in termini di uso del suolo sono considerate come siti di campi marroni o dove non vi è altro uso di terra di valore. Anche nelle aree coltivate, una parte significativa del sito di una fattoria solare può essere dedicata anche ad altri usi produttivi, come la coltivazione o la biodiversità.

Agrivoltaics
Agrivoltaics sta sviluppando congiuntamente la stessa area di terra sia per l’energia solare fotovoltaica che per l’agricoltura convenzionale. Uno studio recente ha rilevato che il valore dell’elettricità generata dal solare, abbinato alla produzione di colture tolleranti all’ombra, ha generato un aumento del valore economico superiore del 30% dalle aziende agricole che utilizzano sistemi agrivoltaici invece dell’agricoltura convenzionale.

Collocazione
In alcuni casi, diverse centrali solari, con proprietari e appaltatori separati, sono sviluppate in siti adiacenti. Ciò può offrire il vantaggio dei progetti che condividono costi e rischi dell’infrastruttura del progetto, come connessioni alla rete e approvazione della pianificazione. Le fattorie solari possono anche essere ubicate insieme a parchi eolici. A volte viene usato il titolo “parco solare”, piuttosto che una singola centrale solare.

Alcuni esempi di tali cluster solari sono il Charanka Solar Park, dove ci sono 17 diversi progetti di generazione; Neuhardenberg, con undici impianti, e i parchi solari di Golmud con capacità totale dichiarata superiore a 500 MW. Un esempio estremo è quello di chiamare tutte le fattorie solari nello stato indiano di Gujarat in un unico parco solare, il Gujarat Solar Park.

Tecnologia
La maggior parte dei parchi solari sono sistemi fotovoltaici a terra, noti anche come centrali solari a campo libero. Possono essere fissi in inclinazione o utilizzare un inseguitore solare monoassiale o biassiale. Mentre il monitoraggio migliora le prestazioni generali, aumenta anche i costi di installazione e manutenzione del sistema. Un inverter solare converte l’uscita di potenza della matrice da CC a CA e la connessione alla rete pubblica viene effettuata tramite un trasformatore di alimentazione trifase ad alta tensione di solito 10 kV e oltre.

Arrangiamenti solari
Gli array solari sono i sottosistemi che convertono la luce in entrata in energia elettrica. Comprendono una moltitudine di moduli solari, montati su strutture di supporto e interconnessi per fornire una potenza ai sottosistemi di condizionamento di energia elettronici.

Una minoranza di parchi solari su scala utility sono configurati sugli edifici e quindi utilizzano pannelli solari montati sugli edifici. La maggior parte sono sistemi “campo libero” che utilizzano strutture montate a terra, in genere di uno dei seguenti tipi:

Array fissi
Molti progetti utilizzano strutture di montaggio in cui i moduli solari sono montati con un’inclinazione fissa calcolata per fornire il profilo di produzione annuale ottimale. I moduli sono normalmente orientati verso l’Equatore, con un angolo di inclinazione leggermente inferiore alla latitudine del sito. In alcuni casi, a seconda dei regimi climatici, topografici o tariffari locali, è possibile utilizzare diversi angoli di inclinazione, oppure gli array potrebbero essere spostati dal normale asse est-ovest per favorire la produzione mattutina o serale.

Una variante di questo design è l’uso di array, il cui angolo di inclinazione può essere regolato due o quattro volte l’anno per ottimizzare la produzione stagionale. Richiedono anche più area di terra per ridurre l’ombreggiamento interno all’angolo di inclinazione invernale più ripido. Poiché l’aumento della produzione è in genere solo di pochi punti percentuali, raramente giustifica l’aumento dei costi e della complessità di questo progetto.

Tracker biassiali
Per massimizzare l’intensità della radiazione diretta in entrata, i pannelli solari dovrebbero essere orientati in modo normale ai raggi del sole. Per raggiungere questo obiettivo, gli array possono essere progettati utilizzando inseguitori a due assi, in grado di tracciare il sole nella sua orbita giornaliera attraverso il cielo, e al variare dell’altitudine durante l’anno.

Questi array devono essere distanziati per ridurre l’ombreggiamento mentre il sole si muove e gli orientamenti dell’array cambiano, quindi è necessario più spazio. Richiedono anche meccanismi più complessi per mantenere la superficie dell’array all’angolo richiesto. L’aumento della produzione può essere dell’ordine del 30% in luoghi con elevati livelli di radiazione diretta, ma l’aumento è inferiore nei climi temperati o in quelli con radiazioni diffuse più significative, a causa delle condizioni di cielo coperto. Per questo motivo, i tracker biassiali sono più comunemente utilizzati nelle regioni subtropicali e sono stati inizialmente distribuiti su scala industriale presso lo stabilimento di Lugo.

Tracciatori monoasse
Un terzo approccio consente di ottenere alcuni dei benefici di output del monitoraggio, con una penalità minore in termini di superficie, capitale e costi operativi. Ciò comporta il rilevamento del sole in una dimensione – nel suo viaggio quotidiano attraverso il cielo – ma non la regolazione per le stagioni. L’angolo dell’asse è normalmente orizzontale, anche se alcuni, come il parco solare di Nellis Airforce Base, che hanno un’inclinazione di 20 °, inclinano l’asse verso l’equatore in un orientamento nord-sud, in pratica un ibrido tra inseguimento e inclinazione fissa .

I sistemi di tracciamento ad asse singolo sono allineati lungo gli assi approssimativamente nord-sud. Alcuni usano collegamenti tra le file in modo che lo stesso attuatore possa regolare l’angolo di più righe contemporaneamente.

Conversione di potenza
I pannelli solari producono elettricità a corrente continua (DC), quindi i parchi solari necessitano di apparecchiature di conversione per convertirli in corrente alternata (CA), che è la forma trasmessa dalla rete elettrica. Questa conversione è fatta da inverter. Per massimizzare la loro efficienza, gli impianti solari incorporano anche inseguitori di punto di massima potenza, sia all’interno degli inverter sia come unità separate. Questi dispositivi mantengono ogni stringa di array solare vicino al suo picco di potenza.

Esistono due alternative principali per la configurazione di questa apparecchiatura di conversione; invertitori centralizzati e di stringa, anche se in alcuni casi vengono utilizzati singoli o micro-inverter. I singoli inverter consentono di ottimizzare l’uscita di ciascun pannello e più inverter aumentano l’affidabilità limitando la perdita di potenza in caso di guasto di un inverter.

Inverter centralizzati
Queste unità hanno una capacità relativamente alta, tipicamente dell’ordine di 1 MW, quindi condizionano l’uscita di un blocco sostanziale di pannelli solari, fino a circa 2 ettari (4,9 ettari) nell’area. I parchi solari che utilizzano inverter centralizzati sono spesso configurati in blocchi rettangolari discreti, con il relativo inverter in un angolo o al centro del blocco.

Inverter di stringa
Gli inverter di stringa hanno una capacità sostanzialmente inferiore, dell’ordine di 10 kW e condizionano l’uscita di una singola stringa di array. Questo è normalmente un intero, o parte di, una fila di pannelli solari all’interno della pianta complessiva. Gli inverter di stringa possono migliorare l’efficienza dei parchi solari, dove diverse parti della serie sperimentano diversi livelli di insolazione, ad esempio dove sono disposte con orientamenti diversi o sono strettamente imballate per ridurre al minimo l’area del sito.

trasformatori
Gli inverter di sistema forniscono in genere potenza in uscita a tensioni dell’ordine di 480 VCA. Le reti elettriche funzionano a tensioni molto più elevate dell’ordine di decine o centinaia di migliaia di volt, quindi i trasformatori sono incorporati per fornire l’output richiesto alla rete. A causa dei lunghi tempi di consegna, la Long Island Solar Farm ha scelto di mantenere un trasformatore di riserva in loco, in quanto il guasto del trasformatore avrebbe tenuto inattivo l’impianto solare per un lungo periodo. I trasformatori hanno in genere una durata di 25-75 anni e normalmente non richiedono la sostituzione durante la vita di una centrale fotovoltaica.

Prestazione del sistema
Le prestazioni di un parco solare dipendono dalle condizioni climatiche, dalle apparecchiature utilizzate e dalla configurazione del sistema. L’input di energia primaria è l’irradiazione luminosa globale nel piano degli array solari, e questo a sua volta è una combinazione della radiazione diretta e diffusa.

Un determinante chiave dell’output del sistema è l’efficienza di conversione dei moduli solari, che dipenderà in particolare dal tipo di cella solare utilizzata.

Ci saranno perdite tra l’uscita CC dei moduli solari e la corrente alternata erogata alla rete, a causa di una vasta gamma di fattori quali perdite di assorbimento della luce, disallineamento, caduta di tensione del cavo, efficienze di conversione e altre perdite parassite. Un parametro chiamato “performance ratio” è stato sviluppato per valutare il valore totale di queste perdite. Il rapporto di prestazione fornisce una misura della potenza AC in uscita fornita come proporzione della potenza totale in cc che i moduli solari dovrebbero essere in grado di fornire nelle condizioni climatiche ambientali. Nei moderni parchi solari il rapporto di prestazione dovrebbe in genere superare l’80%.

Degrado del sistema
La produzione di primi impianti fotovoltaici è diminuita fino al 10% / anno, ma a partire dal 2010 il tasso medio di degradazione era dello 0,5% / anno, con moduli realizzati dopo il 2000 con un tasso di degradazione significativamente più basso, in modo che un sistema avrebbe perso solo il 12% del suo rendimento di uscita in 25 anni. Un sistema che utilizza moduli che degradano del 4% / anno perderà il 64% della sua produzione durante lo stesso periodo. Molti produttori di pannelli offrono una garanzia di prestazioni, in genere il 90% in dieci anni e l’80% in 25 anni. L’output di tutti i pannelli è in genere garantito a più o meno 3% durante il primo anno di funzionamento.

Il business dello sviluppo di parchi solari
Le centrali solari sono state sviluppate per fornire elettricità commerciale alla rete in alternativa ad altre centrali elettriche rinnovabili, fossili o nucleari.

Il proprietario dell’impianto è un generatore di elettricità. La maggior parte delle centrali a energia solare oggi sono di proprietà di produttori indipendenti di energia elettrica (IPP), sebbene alcune siano detenute da società di investimento o di proprietà della comunità.

Alcuni di questi produttori di energia sviluppano il proprio portafoglio di centrali elettriche, ma la maggior parte dei parchi solari sono inizialmente progettati e costruiti da sviluppatori di progetti specializzati. Tipicamente lo sviluppatore pianificherà il progetto, otterrà i permessi di pianificazione e connessione e organizzerà il finanziamento per il capitale richiesto. I lavori di costruzione effettivi sono normalmente contratti con uno o più appaltatori EPC (ingegneria, approvvigionamento e costruzione).

Le principali pietre miliari nello sviluppo di una nuova centrale fotovoltaica sono la pianificazione del consenso, l’approvazione della connessione alla rete, la chiusura finanziaria, la costruzione, la connessione e la messa in servizio. In ogni fase del processo, lo sviluppatore sarà in grado di aggiornare le stime delle prestazioni e dei costi previsti dell’impianto e i rendimenti finanziari che dovrebbe essere in grado di fornire.

Approvazione della pianificazione
Le centrali fotovoltaiche occupano almeno un ettaro per ogni megawatt di potenza nominale, quindi richiedono una superficie considerevole; che è soggetto all’approvazione della pianificazione. Le possibilità di ottenere il consenso e i relativi tempi, costi e condizioni, che variano da giurisdizione a giurisdizione e da luogo a luogo. Molte approvazioni di pianificazione applicheranno anche le condizioni sul trattamento del sito dopo che la stazione sarà stata dismessa in futuro. In genere, durante la progettazione di una centrale fotovoltaica viene effettuata una valutazione professionale in materia di salute, sicurezza e ambiente al fine di garantire che la struttura sia progettata e pianificata in conformità con tutte le norme HSE.

Connessione alla rete
La disponibilità, la localizzazione e la capacità della connessione alla rete sono una considerazione importante nella pianificazione di un nuovo parco solare e possono essere un contributo significativo al costo.

La maggior parte delle stazioni si trova a pochi chilometri da un punto di connessione alla rete idonea. Questa rete deve essere in grado di assorbire la potenza del parco solare quando opera alla massima capacità. Lo sviluppatore del progetto dovrà normalmente assorbire il costo di fornire linee elettriche a questo punto e fare la connessione; inoltre, spesso a qualsiasi costo associato con l’aggiornamento della rete, in modo che possa accogliere l’output dall’impianto.

Funzionamento e manutenzione
Una volta che il parco solare è stato messo in servizio, il proprietario di solito stipula un contratto con una controparte adatta a intraprendere operazioni e manutenzione (O & M). In molti casi questo può essere adempiuto dal contraente EPC originale.

I sistemi affidabili a stato solido delle centrali solari richiedono una manutenzione minima, ad esempio rispetto alle macchine rotanti. Un aspetto importante del contratto O & M sarà il monitoraggio continuo delle prestazioni dell’impianto e di tutti i suoi sottosistemi primari, che normalmente viene effettuato a distanza. Ciò consente di confrontare le prestazioni con l’uscita prevista nelle condizioni climatiche effettivamente sperimentate. Fornisce inoltre dati per consentire la pianificazione sia della rettifica che della manutenzione preventiva. Un piccolo numero di grandi parchi solari utilizza un inverter o un massimizzatore separato per ciascun pannello solare, che fornisce dati sulle prestazioni individuali che possono essere monitorati. Per altri parchi solari, l’imaging termico è uno strumento utilizzato per identificare i pannelli non performanti da sostituire.

Consegna di potenza
Il reddito di un parco solare deriva dalle vendite di energia elettrica alla rete, e quindi la sua produzione viene misurata in tempo reale con la lettura della sua produzione di energia fornita, in genere su base di mezz’ora, per il bilanciamento e il regolamento all’interno del mercato elettrico.

Il reddito è influenzato dall’affidabilità delle apparecchiature all’interno dell’impianto e anche dalla disponibilità della rete di rete a cui sta esportando. Alcuni contratti di connessione consentono al gestore del sistema di trasmissione di limitare l’uscita di un parco solare, ad esempio in periodi di bassa domanda o alta disponibilità di altri generatori. Alcuni paesi prevedono disposizioni legislative per l’accesso prioritario alla rete per i generatori di energia rinnovabile, come quello previsto dalla direttiva europea sulle energie rinnovabili.

Economia e finanza
Negli ultimi anni, la tecnologia fotovoltaica ha migliorato la sua efficienza di generazione di energia elettrica, ridotto il costo di installazione per watt e il suo periodo di ritorno dell’energia (EPBT) e ha raggiunto la parità di rete in almeno 19 mercati diversi entro il 2014. Il fotovoltaico sta diventando sempre più redditizio fonte del potere tradizionale. Tuttavia, i prezzi dei sistemi fotovoltaici mostrano forti variazioni regionali, molto più delle celle e dei pannelli solari, che tendono ad essere prodotti globali. Nel 2013, i prezzi dei sistemi su larga scala in mercati altamente penetrati come Cina e Germania erano significativamente più bassi ($ 1,40 / W) rispetto agli Stati Uniti ($ 3,30 / W). L’AIE spiega queste discrepanze dovute a differenze nei “costi soft”, che comprendono l’acquisizione, l’autorizzazione, l’ispezione e l’interconnessione dei clienti, i costi di installazione e di lavoro.

Grid Parity
Le centrali elettriche solari sono diventate progressivamente più economiche negli ultimi anni e questa tendenza dovrebbe continuare. Nel frattempo, la produzione di elettricità tradizionale sta diventando progressivamente più costosa. Si prevede che queste tendenze porteranno ad un punto di crossover quando il costo di energia livellato dei parchi solari, storicamente più costoso, corrisponde al costo della generazione di elettricità tradizionale. Questo punto è comunemente indicato come parità di rete.

Per le centrali solari commerciali, dove l’elettricità viene venduta alla rete di trasmissione elettrica, il costo livellato dell’energia solare dovrà corrispondere al prezzo dell’elettricità all’ingrosso. Questo punto viene talvolta chiamato “parità della rete all’ingrosso” o “parità della sbarra”.

Alcuni sistemi fotovoltaici, come le installazioni sul tetto, possono fornire energia direttamente a un utente di elettricità. In questi casi, l’installazione può essere competitiva quando il costo di uscita corrisponde al prezzo al quale l’utente paga per il suo consumo di elettricità. Questa situazione viene talvolta definita “parità di rete al dettaglio”, “parità di socket” o “parità di rete dinamica”. La ricerca condotta da UN-Energy nel 2012 suggerisce che aree di paesi soleggiati con alti prezzi dell’elettricità, come Italia, Spagna e Australia, e aree che utilizzano generatori diesel, hanno raggiunto la parità di rete al dettaglio.

Meccanismi di incentivazione
Poiché il punto di parità della rete non è ancora stato raggiunto in molte parti del mondo, le centrali di generazione solare necessitano di qualche forma di incentivo finanziario per competere per la fornitura di energia elettrica. Molte assemblee legislative in tutto il mondo hanno introdotto tali incentivi per sostenere lo spiegamento di centrali solari.

Tariffe feed-in
Le tariffe feed-in sono prezzi designati che devono essere pagati dalle società di servizi pubblici per ogni chilowattora di elettricità rinnovabile prodotta da generatori qualificati e immessi nella rete. Queste tariffe normalmente rappresentano un premio per i prezzi all’ingrosso dell’elettricità e offrono un flusso di entrate garantito per aiutare il produttore di energia a finanziare il progetto.

Standard di portafoglio rinnovabili e obblighi dei fornitori
Queste norme sono obbligazioni per le società di servizi pubblici per l’approvvigionamento di una parte della loro elettricità da generatori rinnovabili. Nella maggior parte dei casi, non prescrivono quale tecnologia debba essere utilizzata e l’utilità è libera di selezionare le fonti rinnovabili più appropriate.

Ci sono alcune eccezioni in cui alle tecnologie solari viene assegnata una parte della RPS in quello che a volte viene definito un “set solare”.

Garanzie sui prestiti e altri incentivi di capitale
Alcuni paesi e stati adottano incentivi finanziari meno mirati, disponibili per un’ampia gamma di investimenti infrastrutturali, come il programma di garanzia dei prestiti del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, che ha stimolato una serie di investimenti nella centrale solare nel 2010 e nel 2011.

Crediti d’imposta e altri incentivi fiscali
Un’altra forma di incentivo indiretto che è stata utilizzata per stimolare gli investimenti in impianti di energia solare era costituita da crediti di imposta a disposizione degli investitori. In alcuni casi i crediti erano legati all’energia prodotta dalle installazioni, come i crediti d’imposta di produzione. In altri casi i crediti erano legati all’investimento di capitale come i crediti d’imposta sugli investimenti

Programmi internazionali, nazionali e regionali
Oltre agli incentivi commerciali sul mercato libero, alcuni paesi e regioni dispongono di programmi specifici per sostenere lo sviluppo di impianti di energia solare.

La direttiva sulle energie rinnovabili dell’Unione europea fissa obiettivi per l’aumento dei livelli di impiego delle energie rinnovabili in tutti gli Stati membri. A ciascuno è stato richiesto di sviluppare un piano d’azione nazionale per le energie rinnovabili che mostri come tali obiettivi sarebbero stati raggiunti e molti di questi hanno misure di sostegno specifiche per l’impiego dell’energia solare. La direttiva consente inoltre agli Stati di sviluppare progetti al di fuori dei loro confini nazionali e ciò può portare a programmi bilaterali come il progetto Helios.

Il Clean Development Mechanism dell’UNFCCC è un programma internazionale in base al quale possono essere supportate le centrali solari in alcuni paesi qualificati.

Inoltre, molti altri paesi hanno programmi specifici di sviluppo dell’energia solare. Alcuni esempi sono il JNNSM dell’India, il programma Flagship in Australia e progetti simili in Sudafrica e Israele.

Rendimento finanziario
La performance finanziaria della centrale solare è una funzione del suo reddito e dei suoi costi.

La produzione elettrica di un parco solare sarà correlata alla radiazione solare, alla capacità dell’impianto e al suo rapporto di prestazione. Il reddito derivante da questa produzione di energia elettrica deriverà principalmente dalla vendita di energia elettrica e da qualsiasi pagamento di incentivi come quelli previsti dalle tariffe feed-in o da altri meccanismi di supporto.

I prezzi dell’elettricità possono variare in diversi momenti della giornata, dando un prezzo più elevato in momenti di forte domanda. Questo può influenzare il design della pianta per aumentare la sua produzione in questi momenti.

I costi dominanti delle centrali solari sono il costo del capitale, e quindi tutti i finanziamenti e gli ammortamenti associati. Sebbene i costi operativi siano in genere relativamente bassi, soprattutto perché non è richiesto carburante, la maggior parte degli operatori vorranno assicurarsi che siano disponibili adeguate coperture operative e di manutenzione per massimizzare la disponibilità dell’impianto e quindi ottimizzare il rapporto tra costi e ricavi.

Geografia
I primi posti per raggiungere la grid parity erano quelli con alti prezzi dell’elettricità tradizionale e alti livelli di radiazione solare. Attualmente, viene installata una maggiore capacità sul tetto rispetto al segmento di scala dell’utilità. Tuttavia, si prevede che la distribuzione mondiale di parchi solari cambierà in quanto diverse regioni raggiungono la parità di rete. Questa transizione include anche uno spostamento da rooftop verso impianti su scala aziendale, dal momento che l’attenzione del nuovo dispiegamento fotovoltaico è cambiata dall’Europa verso i mercati Sunbelt dove i sistemi fotovoltaici montati a terra sono favoriti.

A causa del background economico, i sistemi su larga scala sono attualmente distribuiti dove i regimi di supporto sono stati i più coerenti o i più vantaggiosi. La capacità totale di impianti fotovoltaici in tutto il mondo superiori a 4 MWAC è stata valutata da Wiki-Solar come 36 GW in c. 2.300 installazioni alla fine del 2014 e rappresentano circa il 25% della capacità totale globale del fotovoltaico di 139 GW. I paesi che avevano la maggiore capacità, in ordine decrescente, erano Stati Uniti, Cina, Germania, India, Regno Unito, Spagna, Italia , Canada e Sudafrica. Le attività nei mercati chiave sono esaminate singolarmente di seguito.

Cina
All’inizio del 2013, la Cina aveva annunciato di aver superato la Germania come la nazione con la capacità solare più grande. Molto di questo è stato sostenuto dal Clean Development Mechanism. La distribuzione di centrali elettriche in tutto il paese è piuttosto ampia, con la più alta concentrazione nel deserto del Gobi e collegata alla Northwest China Power Grid.

Germania
Il primo impianto multi-megawatt in Europa è stato il progetto di proprietà della comunità di 4,2 MW a Hemau, commissionato nel 2003. Ma sono state le revisioni delle tariffe feed-in tedesche nel 2004, che hanno dato il maggior impulso alla creazione di programmi di utilità pubblica centrali solari Il primo ad essere completato nell’ambito di questo programma è stato il parco solare di Leipziger Land sviluppato da Geosol. Tra il 2004 e il 2011 sono state costruite diverse dozzine di piante, alcune delle quali all’epoca erano le più grandi del mondo. L’EEG, la legge che stabilisce le tariffe feed-in della Germania, fornisce la base legislativa non solo per i livelli di compensazione, ma anche per altri fattori normativi, come l’accesso prioritario alla rete. La legge è stata modificata nel 2010 per limitare l’uso di terreni agricoli, dal momento che la maggior parte dei parchi solari sono stati costruiti su cosiddetti “terreni di sviluppo”, come ex siti militari. In parte per questo motivo, la distribuzione geografica delle centrali fotovoltaiche in Germania è prevenuta verso la ex Germania dell’Est. A febbraio 2012, la Germania aveva 1,1 milioni di centrali elettriche fotovoltaiche (la maggior parte sono piccole montate sul tetto in kW).

India
L’India è cresciuta fino a diventare la nazione leader per l’installazione di energia solare su scala industriale. Il parco solare Charanka in Gujarat è stato inaugurato ufficialmente nell’aprile 2012 e all’epoca era il più grande gruppo di centrali solari del mondo. Geograficamente la maggior parte delle stazioni si trova in Gujarat e Maharashtra. Il Rajasthan ha tentato con successo di attirare lo sviluppo solare. Rajasthan e Gujarat condividono il deserto del Thar, insieme al Pakistan.

Italia
L’Italia ha un numero molto elevato di impianti fotovoltaici, il più grande dei quali è il progetto Montalto di Castro da 84 MW.

Giordania
Entro la fine del 2017, è stato riferito che erano stati completati più di 732 MW di progetti di energia solare, che hanno contribuito al 7% dell’elettricità della Giordania. Dopo aver impostato inizialmente la percentuale di energie rinnovabili che Giordania intendeva generare entro il 2020 al 10%, il governo ha annunciato nel 2018 che cercava di battere tale cifra e puntare al 20%. Un rapporto di pv magazine descrive Jordan come la “centrale elettrica solare del Medio Oriente”.

Spagna
La maggior parte del dispiegamento di centrali solari in Spagna fino ad oggi si è verificato durante il boom del mercato 2007-8. Le stazioni sono ben distribuite in tutto il paese, con una certa concentrazione in Estremadura, Castiglia-La Mancha e Murcia.

Regno Unito
L’introduzione delle tariffe Feed-in nel Regno Unito nel 2010 ha stimolato la prima ondata di progetti su scala industriale, con c. 20 impianti sono stati completati prima che le tariffe fossero ridotte il 1 ° agosto 2011 in seguito al “Fast Track Review”. Una seconda ondata di installazioni è stata intrapresa nell’ambito del Renewables Obligation del Regno Unito, con il numero totale di impianti connessi entro la fine di marzo 2013 a 86. Questo è stato segnalato per aver reso il Regno Unito il miglior mercato europeo nel primo trimestre del 2013.

I progetti britannici erano originariamente concentrati nel sud-ovest, ma si sono diffusi più recentemente nel sud dell’Inghilterra e nell’East Anglia e nelle Midlands. Il primo parco solare in Galles è entrato in funzione nel 2011 a Rhosygilwen, nel nord del Pembrokeshire. A giugno 2014 c’erano 18 schemi che generano più di 5 MW e 34 in pianificazione o costruzione in Galles.

stati Uniti
Lo schieramento degli Stati Uniti delle centrali elettriche fotovoltaiche è in gran parte concentrato negli stati del sud-ovest. Gli standard di portafoglio rinnovabile in California e nei paesi circostanti forniscono un incentivo particolare. Il volume di progetti in costruzione all’inizio del 2013 ha portato alla previsione che gli Stati Uniti diventeranno il mercato leader.