L’alta tensione si scontra con le resistenze normative

L’imminente passaggio della tensione in corrente continua (DC) per gli standard dell’industria fotovoltaica da 1,5 kV a 2 kV, come il precedente passaggio da 600 V, promette risparmi sui costi e guadagni di efficienza. Questo passaggio metterà ancora una volta alla prova i produttori e gli sviluppatori di impianti fotovoltaici, che dovranno soppesare i progressi tecnici e i prodotti specializzati con la redditività economica.

Il ricorso a una tensione di 2 kV ha già trovato applicazione in un progetto da 182 MW costruito in Cina nel 2023 e in un sito pilota statunitense operativo dal 2024.

Perché 2 kV?

In linea di principio una tensione più elevata consente di trasmettere più energia a parità di corrente o a una corrente proporzionalmente inferiore, riducendo al minimo le perdite di energia. Correnti più elevate richiedono cavi più spessi, rendendo l’aumento della tensione più economico dell’aumento della corrente.

Mentre le equazioni degli elettrotecnici risultano difficili, poiché si considerano la corrente alternata (CA) e la potenza reattiva, la logica della corrente continua è semplice: la potenza è uguale alla corrente per la tensione, o P=IV.

Pertanto, aumentando la tensione e mantenendo o riducendo la corrente, si aumenta o si mantiene la potenza in uscita con minori perdite. Per il solare, la transizione dovrebbe migliorare i rendimenti energetici dello 0,5-0,8%.

Il rendimento energetico, tuttavia, è solo una parte della storia. A 2 kV, i sistemi possono ospitare il 33% in più di moduli per stringa rispetto a 1,5 kV, poiché la caduta di tensione sui moduli si riduce utilizzando un conduttore delle stesse dimensioni. Stringhe più corte possono significare anche conduttori di rame più sottili con conseguenti risparmi.

Meno stringhe significano meno linee di alimentazione “home run” tra il sito e l’inverter. Ciò comporta un risparmio del 10%-15% sulle apparecchiature, grazie al minor numero di scatole combinatrici, connettori e cablaggi e una manutenzione più economica.

I produttori fanno un passo avanti

Il passaggio a 2 kV non consiste semplicemente nella sostituzione dei componenti o in una nuova classificazione. Richiede una transizione del settore.

La cinese JinkoSolar è stata la prima azienda fornitrice di moduli fotovoltaici a ottenere la certificazione dell’ente normativo UL Solutions per i prodotti che supportano i 2 kV.

“Il circuito centrale del modulo rimane identico a quello di un modulo standard. La tensione nominale più elevata consente di allungare le stringhe. Per portare il modulo fotovoltaico a 2 kV, UL ha pubblicato una guida sui requisiti di creepage (distanza più breve tra due punti conduttori lungo la superficie di un materiale isolante) e clearance (distanza più breve nell’aria tra due parti conduttrici), che essenzialmente rendono il modulo leggermente più grande”, ha dichiarato Adam Detrick, direttore della gestione dei prodotti e dei servizi tecnici di JinkoSolar US.

“Utilizziamo un incapsulante unico in grado di resistere alla maggiore tensione impulsiva richiesta a 2 kV”. Ci sono anche lievi modifiche alla J-box (scatola di giunzione) e ai connettori. Per quanto riguarda i connettori, si tratta per lo più del materiale isolante stesso, con l’aggiunta di un materiale dielettrico più elevato nell’alloggiamento in plastica. Inoltre, la scatola J-box presenta requisiti più severi in termini di creepage e di spazio libero, dato che la tensione aumenta”.

I produttori di inverter devono affrontare cambiamenti topografici e perdite di efficienza. Le tensioni più elevate sollecitano maggiormente gli interruttori a semiconduttore degli inverter, causando perdite di commutazione e compromettendo l’affidabilità a lungo termine. Le aziende produttrici di inverter con cui pv magazine ha parlato dicono che le sfide sono ben comprese.

“Tecnicamente parlando, il passaggio a 2 kV non è una sfida enorme. Si tratta di distanze di sicurezza e di assicurarsi che i nuovi componenti siano in grado di sopportare le tensioni più elevate, e i livelli di isolamento devono essere aumentati”, ha dichiarato Damian Perez de Larraya, responsabile della gestione dei prodotti e dello sviluppo commerciale di Gamesa Electric, produttore di inverter di proprietà di ABB. “Inoltre, il raffreddamento deve essere aggiornato e con il raffreddamento ad acqua si tratta di una sfida, ma che possiamo affrontare”.

Il reperimento dei componenti è un altro ostacolo. “Stiamo testando diverse strategie per i nostri progetti e topologie e abbiamo deciso cosa costruire”, ha detto Perez de Larraya. “La cosa che stiamo aspettando sono i componenti certificati. Non per quanto riguarda gli Igbt (transistor bipolari a gate isolato) dell’inverter, che possiamo procurarci, ma per altri materiali. Ma l’affidabilità complessiva non dovrebbe essere affatto penalizzata da 2 kV, anche se l’efficienza dell’inverter potrebbe diminuire di qualche piccola percentuale”.

Anche l’equilibrio elettrico dei sistemi (Ebos) richiede maggiori precauzioni di sicurezza a 2 kV.

“La soluzione di punta brevettata di Shoals per il trunk bus, il Big Lead Assembly (BLA), integra le funzionalità dei gruppi di cavi, dei fusibili e delle scatole di combinatori in un unico sistema”, ha dichiarato Jeff Tolnar, CEO e presidente del fornitore di EBOS Shoals Technologies, vincitore del pv magazine Award 2024 per il suo cablaggio a 2 kV. “Con l’introduzione degli standard a 2 kV da parte di UL, i componenti del nostro sistema BLA sono stati riclassificati e sono in fase di certificazione per gestire 2.000 volt. I nostri rigorosi test in fabbrica garantiscono che le nostre soluzioni non solo soddisfino i requisiti di certificazione, ma superino anche gli standard di sicurezza del settore”.

Svantaggio del primo arrivato?

Gli investitori solari vogliono vedere la prova che il passaggio a 2 kV garantirà i risparmi promessi.

“È un po’ presto e quello che succede in questo settore è che tutti gli attori sono diversi. I più grandi hanno i loro finanziamenti e le loro possibilità fiscali e sono in grado di assumersi un po’ più di rischio e di adattarsi prima perché non sono governati dai requisiti delle istituzioni”, ha dichiarato Matt Murphy, Chief Operating Officer (COO) di Greenbacker. “Le partnership di Greenbacker per il tax equity e il debito sono costituite con banche molto grandi che non sono entusiaste di essere le prime a fare qualcosa nel settore. Quindi per noi, nella prossima ondata di acquisizioni che intendiamo fare, diciamo entro il 2026, inizieremo a vedere sistemi a 2 kV. A quel punto ci aspettiamo che le banche, le altre entità e tutte le parti che ruotano attorno agli istituti siano almeno cautamente a loro agio, al punto che inizieremo a integrarli”.

I risparmi dimostrabili sono fondamentali. “Siamo all’avanguardia dal punto di vista tecnologico nella gestione e nella costruzione dei nostri siti. Ma quando esce una nuova tecnologia che promette una maggiore potenza e un’installazione più economica, dobbiamo dimostrarlo nella pratica. Quindi, non ci concentriamo sul fatto che sia apparentemente più efficiente dal punto di vista dei costi, ma che renda effettivamente un progetto più efficiente dal punto di vista dei costi”, ha detto Murphy. “Se passiamo a 2 kV, i nostri EPC (fornitori di servizi di ingegneria, approvvigionamento e costruzione) ci fanno pagare meno? I contratti di O&M (operazioni e manutenzione) sono meno onerosi? C’è una differenza reale nel settore tra i risparmi percepiti e quelli effettivi. Nella pratica può essere molto diverso. E alla fine si dimostrerà attraverso la scoperta dei prezzi, quando gli EPC torneranno da noi e dimostreranno di essere coinvolti e di poter realizzare risparmi sull’installazione. Al momento non possiamo dirlo né in un senso né nell’altro”.

Detrick di JinkoSolar ha affermato che ora spetta agli EPC iniziare a progettare i sistemi e determinare se i benefici previsti in termini di costi si concretizzano. “Penso che saranno gli EPC e gli sviluppatori a guidare la domanda nel tempo”, ha aggiunto.

Sfide del repowering

L’aggiornamento della capacità di generazione dei progetti solari, comune negli Stati Uniti per motivi fiscali, può essere complicato dai 2 kV.

“Negli Stati Uniti può essere molto sensato ripotenziare i siti invece di effettuare una manutenzione importante”, ha detto Murphy. “Ed è proprio qui che la situazione si complica con le tensioni più alte. Per i sistemi standard, più complicato e costoso diventa il repowering di questi sistemi, per cui il repowering di un sistema da 600 V a 1.500 V può funzionare, ma con 2.000 V le cose si complicano. Più apparecchiature si possono riutilizzare, più ha senso il repowering. Per un’azienda come Greenbacker, questi progetti di ripotenziamento sono spesso una scelta obbligata”.

Normative restrittive

L’Europa, l’Asia e l’Australia offrono sfide normative a 2 kV che non sono presenti in Cina o negli Stati Uniti.

In Europa, la legislazione del 1973 definisce la bassa tensione CA come 50 V a 1 kV e la CC come 75 V a 1,5 kV. Pertanto, i sistemi a 2 kV devono affrontare ostacoli legali. La modifica della normativa richiederebbe tempo e l’adozione da parte degli Stati membri dell’UE.

In Asia esistono diverse normative sull’alta tensione in corrente continua. In Giappone, l’alimentazione di rete è di soli 100 V, il che significa che l’alimentazione a 1,5 kV e a 2 kV in corrente continua sono già collegate tra loro, il che potrebbe comportare un minimo di problemi per l’interruttore.

In Australia, le normative nazionali definiscono l’alta tensione come superiore a 1 kV CA o 1,5 kV CC. Pertanto, i sistemi a 2 kV in corrente continua rientrano nella classificazione di alta tensione e richiedono il rispetto di norme di sicurezza più severe. Come in Europa, questo aggiunge un ulteriore livello di complessità all’implementazione dei sistemi a 2 kV e rappresenta un freno per il settore.

Nonostante le sfide, il passaggio al 2 kV sembra inevitabile. Secondo le previsioni di S&P Global, entro il 2030 i sistemi a 2 kV costituiranno il 77% dei progetti solari utility-scale a livello globale, passando da meno di 5 GW nel 2026 a 380 GW. Cina e Stati Uniti dovrebbero guidare la transizione.

La Cina, grazie ai suoi rapidi cicli di sviluppo e ai suoi grandi produttori, è avvantaggiata nell’implementazione delle nuove tecnologie, mentre il mercato statunitense si sta preparando per i 2 kV, con diverse aziende che hanno annunciato la certificazione dei loro prodotti per il 2024.

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