Svi­lup­pi tec­no­lo­gi­ci per l’ar­chi­tet­tu­ra so­la­re

Data di pubblicazione
27-06-2024
Christophe Ballif
Prof. ing. fisico, direttore EPFL PV-Lab e Sustainable Energy Center CSEM
Antonin Faes
Coordinatore PV Module and Reliability EPFL PV-Lab e Solar Mobility Area Manager CSEM

La transizione energetica globale rende indispensabile la produzione e il consumo su larga scala di energia da fonti rinnovabili come il solare, l’eolico, il geotermico ecc. Un chiaro esempio di ciò che è necessario è presentato dalla Cina, la quale nel solo 2023 ha installato nuova capacità energetica solare superiore a quanto gli Stati Uniti hanno fatto finora in tutta la loro storia.1 A livello globale, in termini di installazioni annuali di sistemi fotovoltaici (FV), il mercato è cresciuto significativamente, passando da circa 20 GWp installati nel 2010 a oltre 375 GWp nel 2023.2 L’intero settore fotovoltaico, che comprende produzione, installazione e manutenzione, ha impiegato circa 5,8 milioni di persone nel solo 2022.3 Il mercato è stato principalmente caratterizzato da impianti di grandi dimensioni, impianti utility scale 4 e impianti residenziali. In questo mercato diversificato, i moduli fotovoltaici basati su celle solari in silicio monocristallino hanno dominato il mercato nel 2022 con una quota totale vicina al 94,6%.5 Il resto della quota può essere attribuito ad altre tecnologie come i film sottili (ad es. silicio amorfo, seleniuro di gallio indio rame (CIGS) ecc.), per loro natura anche più interessanti dal punto di vista estetico, poiché presentano una superficie più uniforme senza il classico pattern dato dalle celle in cristallino, ma che non sono comunque riuscite a competere con le altre tecnologie principali basate su celle solari in silicio cristallino. Infatti, nel 2024, i fotovoltaici a film sottile sono praticamente scomparsi dal mercato, ad eccezione delle celle solari sottili basate sul tellururo di cadmio (CdTe), che sono utilizzate per grandi parchi solari. 

Il così detto Building integrated photovoltaic (BIPV) – fotovoltaico integrato negli edifici – in cui i moduli fotovoltaici sono per definizione un elemento del fabbricato, sta attirando l’attenzione nel mercato di coloro che richiedono un prodotto che possa essere utilizzato per sostituire i diversi componenti edilizi, come materiali per rivestire tetti, facciate, balconi ecc. Il mercato BIPV è ancora considerato un mercato di nicchia, e ha avuto una capacità installata stimata tra i 300 MW a 500 MW in Europa durante il 2022 e probabilmente ha raggiunto i 2 GW a livello globale.6
 

Evoluzione della tecnologia del silicio cristallino

I moduli fotovoltaici convenzionali agli inizi erano basati su celle solari in silicio con un foglio di alluminio retrostante (Al-BSF) e un’efficienza tipica del 18-20%.7 Questi sono stati sostituiti da celle PERC (Passivated Emitter Rear Contact) più efficienti (22-23%)8 che hanno gradualmente acquisito una quota di mercato importante (circa l’88% nel 2022).9 È molto probabile però che le celle basate sulla tecnologia Tunnel Oxide Passivated contact (TOPCon), che ha visto aumentare la quota di mercato dal 3% ca nel 2021 all’8,9% ca nel 2022, domineranno il mercato commerciale nel prossimo futuro. Le celle solari TOPCon industriali o i loro concorrenti come le celle solari a eterogiunzione di silicio (SHJ) o le celle solari a contatto posteriore (Back Contact) stanno arrivando sul mercato, con un’efficienza delle celle tra il 24 e il 25%. Per un modulo tipico da 1,6 m2, l’efficienza sarà mediamente inferiore del 2-3%, poiché è necessario considerare gli spazi tra le celle, i bordi inattivi e le perdite dell’interconnessione tra le celle.

Parallelamente al miglioramento dell’efficienza delle celle solari, è stata fondamentale per il progresso della tecnologia l’evoluzione della metallizzazione delle celle solari. Inizialmente, queste utilizzavano strisce di metallo (Fingers o Busbar) per la raccolta dell’elettricità generata, il che causava significative perdite dovute all’ombreggiamento e riduceva l’efficienza complessiva. Il progresso del processo di stampa (Screen Printing) ha risolto questa problematica; sono stati realizzati modelli di metallizzazione più fini e precisi (fig. 1), consentendo la riduzione delle perdite di ombreggiamento sulla cella. Inoltre, per ridurre il contenuto di argento utilizzato per questa metallizzazione e le perdite ohmiche nei ribbon, è migliorato lo schema tipico di interconnessione delle celle. Le vecchie celle solari erano solitamente quadrate, con tipicamente 3 strisce di collegamento metallico, mentre quelle moderne sono tagliate in due parti (rettangolari) con 10-18 fili o interconnessioni di dimensioni molto più fini che collegano la cella solare. Negli ultimi dieci anni, grazie ai progressi descritti, l’efficienza media dei moduli in silicio cristallino è aumentata da circa il 16% al 21,5%. Questo è un risultato notevole, utile per il BIPV, poiché ora è possibile generare il 30-40% in più di energia per metro quadro. Inoltre, la modifica nel design del modulo ha inoltre anche un possibile impatto positivo per i sistemi integrati negli edifici, perché gli elementi metallici di collegamento delle celle sono ora meno visibili. Tuttavia, essendo le celle più strette (tipicamente 0,6 mm rispetto ai 2 mm di qualche anno fa), sono più difficili da mascherare se lo si desidera per motivi estetici. 

I moduli fotovoltaici sono prodotti mediante il processo di laminazione, che coinvolge uno o più strati di vetro, incapsulanti o fogli polimerici, celle solari (interconnesse tra loro), un altro strato di incapsulante e uno strato posteriore o più frequentemente un vetro posteriore, come spesso accade per il BIPV. Gli strati assemblati vengono sottoposti a laminazione, che avviene con un processo sottovuoto ad alta temperatura ed elevata pressione per far sciogliere gli incapsulanti. Questo processo garantisce un livello di adesione adeguata tra gli strati e rimuove eventuali bolle d’aria che si potrebbero creare durante il processo. Allo stesso tempo durante la laminazione, l’incapsulante forma forti legami con gli strati adiacenti creando un prodotto finale capace di resistere a diverse sollecitazioni meccaniche. Questo processo porta alla creazione di un singolo modulo fotovoltaico integrato capace di convertire efficientemente la luce solare in elettricità mantenendo l’integrità strutturale e la resistenza alle intemperie. A differenza dei pannelli solari standard, che si affidano esclusivamente al lato anteriore per l’assorbimento della luce, esiste un’altra classe di moduli, chiamati «moduli bifacciali», che contengono celle solari con entrambi i lati attivi, dotati di un secondo vetro trasparente sul retro che consente di ottenere una generazione di potenza più elevata rispetto a quella convenzionale, se i moduli sono adeguatamente distanziati. Anche se la bifaccialità non è rilevante per la maggior parte dei progetti BIPV, può rappresentare un’ulteriore opportunità poiché la maggior parte dei pannelli solari commerciali oggi sono bifacciali. Quando però questi moduli sono utilizzati per applicazioni BIPV opache, e se non viene utilizzato uno sfondo bianco o riflettente dietro alle celle, si perde una parte di corrente generata. Alcune aziende propongono speciali vetri per il retro del modulo, di un particolare colore nero che assorbe la luce visibile ma riflette la luce infrarossa (IR), aumentando così l’efficienza del modulo. Evidentemente per i componenti edilizi BIPV, dove è richiesta una lunga durata, la scelta della tecnologie delle celle solari e dei materiali giusti è essenziale: una rassegna delle tecnologie di incapsulamento moderne è disponibile ad esempio nello studio sui processi di laminazione e materiali di incapsulamento per la progettazione di moduli fotovoltaici in vetro-vetro.10
 

Sfide per il BIPV e gli impianti integrati

Le opportunità del BIPV sono diventate piuttosto evidenti: produzione e utilizzo di corrente locale dove effettivamente serve, contributo alla decarbonizzazione degli edifici e del sistema energetico complessivo, possibili benefici economici.11 Tuttavia, è necessario distinguere l’oggetto, tetti o facciate integrate (o simili), e lo scopo o funzione del fabbricato in cui sono integrati, oggetti esemplari o di prestigio (unici nel loro genere), o oggetti che possono essere replicati in altri contesti che possono così creare una richiesta importante e di conseguenza una produzione massiccia e seriale. In molti casi i diversi componenti edilizi, come tetti, facciate, balconi ecc., possono avere dimensioni e forme differenti e quindi richiedere, per una completa integrazione, dimensioni dei moduli completamente personalizzate, che possono rivelarsi molto più costosi rispetto a elementi più standardizzati. In generale, gli elementi fotovoltaici di dimensioni uniformate provenienti da produzioni mainstream non sono direttamente utilizzabili. La maggior parte dei prodotti BIPV proviene da linee di produzione dedicate e specializzate. Per rispondere alle necessità dovute alle dimensioni variabili della posizione dell’installazione, vari sono gli approcci sperimentati dai produttori e dagli installatori. Una prima possibilità è quella di realizzare moduli di poche dimensioni standard (ridotte o medie), che possono essere rapidamente integrati su tutto il tetto o la facciata, e il resto della superficie viene quindi riempito con «falsi moduli» (dummies, elementi non attivi che assomigliano ai moduli effettivi). Ad esempio, i produttori svizzeri di BIPV 3S Solar Systems, grazie all’uso di un numero limitato di dimensioni di modulo per la maggior parte dei loro progetti, sono già riusciti a consegnare oltre 14.000 tetti e facciate solari. Alcuni si affidano anche alla realizzazione di unità ancora più piccole sotto forma di tegole solari, consentendo una copertura ancora più estesa delle superfici. Altri realizzano invece molti formati diversi a un prezzo più elevato. Un ampio ecosistema europeo di fornitori di moduli BIPV beneficia del mercato locale, spesso utile per interagire con i vari attori del processo edilizio e per studiare o sviluppare soluzioni ad hoc per i progetti. In particolare, per qualunque tipologia di progetto, è necessaria una buona coordinazione tra architetti, produttori di moduli, installatori e proprietari, idealmente fin dalla fase iniziale della progettazione.

Un’altra sfida è rappresentata dalle diverse condizioni operative per i moduli BIPV, che possono differire sostanzialmente da quelle degli impianti fotovoltaici tradizionali non integrati. L’ombreggiamento da parte di oggetti vicini come alberi, altri edifici, camini ecc., è tra i problemi più frequenti, poiché può portare al surriscaldamento locale dei moduli e alla riduzione della produzione di energia. I sistemi BIPV dovrebbero di conseguenza essere progettati per poter tollerare queste condizioni sfavorevoli, in modo da garantire un buon funzionamento anche in condizioni di ombreggiatura parziale. Una soluzione è ad esempio valutare l’integrazione di un numero sufficiente di diodi di bypass e/o ottimizzatori di potenza locali,12 soluzione che deve essere studiata e analizzata progetto per progetto. È molto probabile anche che i moduli integrati negli edifici possano operare a temperature più elevate a causa della mancanza di circolazione d’aria sul retro, il che può favorire i fenomeni di degrado e anche aggravare i punti caldi (hot spot) già sollecitati dall’ombreggiatura parziale.

In definitiva, i prodotti BIPV devono fare affidamento su componenti disponibili sul mercato di massa, in particolare le celle solari, così come fornite dall’industria di riferimento. Poiché i design e le dimensioni delle celle solari sono cambiati significativamente negli ultimi anni, il continuo adattamento dei prodotti è stata una sfida per i produttori di moduli BIPV.
 

Opportunità: adattamento e colori

Nei primi anni di sviluppo dei prodotti BIPV, sono apparse sul mercato celle solari colorate. Queste potevano mostrare colori distinti in base allo spessore del rivestimento antiriflesso sulle texture piramidali delle celle, applicando i cosiddetti rivestimenti antiriflesso a singolo strato (SLAR)13 o a doppio strato (DLAR),14 con vari spessori. In seguito sono comparse altre soluzioni e possibilità come per esempio quella proposta inizialmente da un consorzio svizzero, composto dal PV-Lab e dal Laboratorio di Energia Solare e Fisica degli Edifici (LESO-PB) dell’EPFL, che ha sviluppato film sottili stratificati per vetri che fungono da filtri interferenziali. Questi film garantiscono un aspetto colorato omogeneo del modulo, mantenendo una trasmissione solare molto elevata. Questa tecnologia è oggi utilizzata e sviluppata dallo spin-off dell’EPFL SwissINSO (Kromatix). Un’altra azienda svizzera, Solaxess, in collaborazione con il CSEM, ha sviluppato speciali pellicole polimeriche che permettono alla parte visibile dello spettro solare – che ne determina il colore – di riflettere una porzione dello spettro massimizzando al contempo l’energia trasmessa alle celle fotovoltaiche. Questa caratteristica unica consente al pannello fotovoltaico di apparire perfettamente bianco o colorato a occhio nudo, nascondendo le celle solari retrostanti e mantenendo un’eccellente efficienza di conversione. Solaxess è stata la prima azienda a proporre pannelli fotovoltaici completamente bianchi.

Un approccio diverso alla colorazione dei moduli fotovoltaici sfrutta la tecnica di stampa ceramica digitale DCP (Digital Ceramic Printing) che utilizza la tecnologia a getto di inchiostro per applicare inchiostri ceramici (pigmenti inorganici e particelle di vetro) sulle superfici di vetro, che vengono sinterizzati durante il tempraggio del vetro stesso. Una caratteristica unica di questa tecnica è che il volume del pigmento per punto stampato può essere regolato per controllare la traslucenza della stampa e l’opacità, in modo che possano essere generate diverse sfumature e motivi per lo stesso colore. Oltre alla tecnologia DCP, varie altre tecniche utilizzate per colorare i vetri includono la serigrafia e i vetri colorati in massa. Una delle problematiche della gestione termica nei moduli BIPV può essere risolta o migliorata utilizzando una colorazione bianca nei moduli: riflettendo la maggior parte della luce visibile, garantiscono così temperature di funzionamento più basse, pur mantenendo un’efficienza superiore al 10-12% assoluto.15 Ogni tecnica di colorazione ha i suoi vantaggi e svantaggi, con una riduzione relativa tipica della potenza che va dal 5-10% per tonalità scure di un singolo colore, fino al 40% per un bianco intenso. In generale, l’emergere dei moduli fotovoltaici colorati può essere considerato una vera rivoluzione nel BIPV, senza più limiti in ciò che può essere progettato e realizzato.
 

Esempi e segmenti di mercato

Il mercato dei BIPV comprende una vasta gamma di applicazioni e segmenti, ciascuno con soluzioni innovative e personalizzabili per l’integrazione dei pannelli fotovoltaici negli edifici. Tra gli esempi più comuni, illustrati a fianco, troviamo il tetto integrato completo e parziale,16 che permette l’installazione di moduli fotovoltaici mantenendo l’estetica architettonica. Esistono anche tetti completamente integrati con elementi di dimensioni personalizzate, ideali per adattarsi a progetti specifici e massimizzare l’efficienza energetica. I parapetti offrono soluzioni che combinano funzionalità e produzione energetica. Le tegole solari sono apprezzate per la loro capacità di combinarsi con i materiali tradizionali del tetto, le facciate colorate e le facciate con vetro interferenziale permettono di realizzare superfici esterne pregiate ed energeticamente funzionali.
 

Sfide e prospettive di mercato

Anche se sono stati completati diversi GW di installazioni in tutto il mondo, il mercato BIPV è ancora identificato come un mercato di nicchia, che richiede una conoscenza combinata dell’aspetto architettonico degli edifici e dei moduli fotovoltaici. Secondo un recente rapporto, le dimensioni del mercato globale del fotovoltaico integrato negli edifici sono state valutate in 19,82 miliardi di dollari nel 2022 e si prevede un tasso di crescita annuale composto (CAGR) del 21,0% dal 2023 al 2030.17 Con un numero sempre maggiore di cittadini, aziende e enti pubblici disposti a realizzare soluzioni esemplari, nonché con la diminuzione dei prezzi dei componenti di base del fotovoltaico (celle solari e inverter) e con le molteplici nuove soluzioni di colorazione, ci si attende una crescita regolare nel prossimo decennio.

Il BIPV può essere applicato sia agli edifici esistenti sia a quelli di nuova costruzione che sono in fase di progettazione. In entrambi i casi, architetti, installatori e produttori devono collaborare per una pianificazione efficiente: allocazione delle risorse, esecuzione, valutazione dei rischi, misure di mitigazione degli stessi e valutazione dei potenziali ostacoli burocratici. Spesso, un ritardo in queste azioni porterebbe a generare un sentimento negativo nel mercato dei consumatori. Inoltre, dato che i BIPV non sono progettati esclusivamente per la produzione di energia ma anche per l’estetica, è possibile una riduzione dell’efficienza di conversione dell’energia. Di conseguenza, l’utente finale di solito paga un extra per la funzione standard di un modulo FV, il che rende necessario un finanziamento a tassi di interesse agevolati o sovvenzioni governative. Man mano che le tecnologie delle celle più moderne e più efficienti guadagneranno quote di mercato, il costo complessivo per la produzione di energia si ridurrà ulteriormente.

Infine, se un numero sempre maggiore di consumatori inizierà a installare prodotti BIPV, la tecnologia diventerà non solo «socialmente accettabile» ma anche desiderabile e, attraverso gli effetti di rete, incoraggerà sempre più individui a adottare l’installazione del BIPV.

Contenuto realizzato con il sostegno di Svizzera Energia 

 

Note

1. C.H. Jaynes, China Installed More Solar Panels Last Year Than the U.S. Has in Total, EcoWatch, https://www.ecowatch.com/china-new-solar-capacity-2023.html, accessed Feb. 27, 2024, 

2. A. Jäger-Waldau, Snapshot of Photovoltaics − May 2023, «EPJ Photovolt.», 2023, vol. 14, p. 23, doi: 10.1051/epjpv/2023016.

International Energy Agency, Renewables 2023 Analysis and forecast to 2028, iea, 2024, https://iea.blob.core.windows.net/assets/96d66a8b-d502-476b-ba94-54ffda84cf72/Renewables_2023.pdf, accessed Mar. 17, 2024

3. IEA PVPS, Trends in Photovoltaic Applications 2023, 2023, https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/023/10/PVPS_Trends_Report_2023_WEB.pdf, accessed Feb. 27, 2024

4. Impianto industriale di grandi dimensioni che genera energia solare e la immette nella rete, fornendo energia a uno specifico fornitore di energia, con dinamiche sul prezzo dell’energia differenti rispetto ai grandi impianti tradizionali.

5. Cfr. nota 3.

6. Ibidem.

7. C. Ballif, F.-J. Haug, M. Boccard, P. J. Verlinden, G. Hahn, Status and perspectives of crystalline silicon photovoltaics in research and industry, «Nat Rev Mater», vol. 7, no. 8, Art. no. 8, Aug. 2022, doi: 10.1038/s41578-022-00423-2.

8. Ibidem 

9. Cfr. nota 3.

10. G. Cattaneo et al., Lamination process and encapsulation materials for glass–glass PV module design.

11. A. Virtuani, A. Borja Block, N. Wyrsch, C. Ballif, The carbon intensity of integrated photovoltaics, Joule, vol. 7, no. 11, pp. 2511–2536, Nov. 2023, doi: 10.1016/j.joule.2023.09.010.

12. E. Özkalay, F. Valoti, M. Caccivio, A. Virtuani, G. Friesen, C. Ballif, The effect of partial shading on the reliability of photovoltaic modules in the built-environment, EPJ Photovolt., vol. 15, p. 7, 2024, doi: 10.1051/epjpv/2024001.

13. L. Zeng, M. Li, Y. Chen, H. Shen, A simplified method to modulate colors on industrial multicrystalline silicon solar cells with reduced current losses, Solar Energy, vol. 103, pp. 343–349, May 2014, doi: 10.1016/j.solener.2014.02.012.

14. M. Li, L. Zeng, Y. Chen, L. Zhuang, X. Wang, H. Shen, Realization of Colored Multicrystalline Silicon Solar Cells with SiO2 /SiNx :H Double Layer Antireflection Coatings, International Journal of Photoenergy, vol. 2013, pp. 1–8, 2013, doi: 10.1155/2013/352473.

15. J. Escarre et al., When PV modules are becoming real building elements: White solar module, a revolution for BIPV, in 2015 IEEE 42nd Photovoltaic Specialist Conference (PVSC), New Orleans, LA: IEEE, Jun. 2015, pp. 1–2. doi: 10.1109/PVSC.2015.7355630.

16. C. Ballif, L.-E. Perret-Aebi, S. Lufkin, E. Rey, Integrated thinking for photovoltaics in buildings, Nat Energy, vol. 3, no. 6, Art. no. 6, Jun. 2018, doi: 10.1038/s41560-018-0176-2.

17. Building-integrated Photovoltaics Market Size Report, 2030. Accessed: Feb. 27, 2024, https://www.grandviewresearch.com/industry-analysis/building-integrated-photovoltaics-bipv-market