...

Guida al fine vita degli impianti fotovoltaici

by user

on
Category: Documents
11

views

Report

Comments

Transcript

Guida al fine vita degli impianti fotovoltaici
GUIDA AL FINE VITA DEGLI
IMPIANTI FOTOVOLTAICI
Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia

Indice
Introduzione
3
Tecnologie fotovoltaiche
4
Tipologie di impianti
11
Rilevanza economica e ambientale
14
Riciclo o rifiuto ?
21
Modelli di riciclo
24
Analisi del ciclo di vita
29
Fattibilità e processi allo stato dell’arte
33
Leggi e documenti di riferimento
42
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
2



Introduzione

L’energia solare fotovoltaica ha conosciuto uno
sviluppo straordinario a livello globale e, in
particolare, europeo nel corso degli ultimi anni.
Anche nel nostro paese è sempre più frequente
vedere impianti piccoli e grandi variamente
integrati in contesti urbani, industriali e rurali.
Come per ogni tecnologia che si diffonde in modo
massiccio, diventa rilevante chiedersi che ne sarà
di tali impianti alla fine del loro ciclo di vita, cioè
quando avranno esaurito la loro capacità
produttiva.
L’importanza del tema è molteplice, in quanto
impatta su varie dimensioni di valenza economica
e ambientale, come il riciclo e riuso dei materiali,
che servono a ridurre i consumi di materia prima
e di energia, e come le condizioni di riutilizzo dei
terreni e/o dei fabbricati.
Una gestione oculata del fine vita consente di
migliorare ulteriormente l’impronta ambientale
del fotovoltaico estesa su tutto il ciclo di vita e,
pro quota, quella dell’intero sistema energetico.
Se si considera che la durata in servizio degli
impianti fotovoltaici è di almeno 20-30 anni e che
la maggior parte di essi è stata installata negli
ultimi 5 anni, risulta evidente che siamo nella
fase giusta per capire come affrontare questo
problema e per mettere in atto le tecnologie e i
processi necessari allo scopo.
In tale contesto la presente guida si propone
come uno strumento di orientamento per tutti
coloro, industrie, enti pubblici e privati cittadini
che, a vario titolo vogliono approfondire il quadro
delle opzioni disponibili.
Image: Salvatore Vuono / FreeDigitalPhotos.net
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
3



Tecnologie
fotovoltaiche

Le tecnologie di celle fotovoltaiche diffuse sul
mercato appartengono alle seguenti tipologie:
Silicio
cristallino
Film sottile
Grazie alla minore quantità di materiale attivo
utilizzato presentano in prospettiva potenzialità
rilevanti di riduzione dei costi.
Mono-cristallino
Poli-cristallino
Silicio monocristallino
Nastro
Le celle sono ricavate da un lingotto costituito da
un mono-cristallo di silicio, che viene prodotto a
partire da silicio fuso attraverso un processo di ricristallizzazione denominato Czochralsky.
Silicio amorfo
Tellururo di cadmio
Diseleniuro/Disolfuro di rameindio/gallio
Multi-giunzione
Estrazione e
Raffinatura
Le classificazione si basa sulla tipologia di
materiale semiconduttore attivo, ma differenze
fondamentali derivano anche dal processo di
produzione delle celle.
Le celle al silicio cristallino utilizzano come
semiconduttore il silicio e sono di gran lunga le
più diffuse sul mercato (circa 80% secondo EPIA).
Sono costituite da fette di silicio molto sottili
denominate wafer e il processo di produzione del
silicio determina le differenze tra un tipo e l’altro
di cella.
Le celle a film sottile utilizzano differenti
materiali semiconduttori (silicio, diseleniuro di
rame-indio, tellururo di cadmio, arseniuro di
gallio). Vengono realizzate tramite deposizione di
uno strato molto sottile di materiale attivo su
substrati di varia natura.
SiO2
mg-Si
Riduzione
Processo UCC
lingotto
Wafering
Taglio
scarti e
sfridi
Riciclo Si policristallino
Lavaggio,
Essiccatura
Etching,
Texturing
eg-Si
Processo
Czochralsky
celle
Il silicio metallurgico ha una purezza compresa
tra 98 e 99%, mentre il silicio per la produzione
delle celle può essere raffinato fino al 99,9999%.
Il silicio mono-cristallino possiede una struttura
molecolare regolare che facilita il transito degli
elettroni, ma deve essere dopato per diventare
effettivamente fotovoltaico. Un primo drogaggio
(di tipo -p) viene realizzato aggiungendo boro al
silicio fuso.
Dopo il taglio, i wafer vengono lavati e portati in
un forno a diffusione dove sono esposti a vapori
di fosforo su uno dei lati per creare il drogaggio di
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
4
tipo -n e quindi la differenza di potenziale (p-n)
tra le due facce.
Lo step successivo è l’applicazione di contatti
metallici, in genere di argento, che servono a
convogliare gli elettroni verso il circuito esterno.
Una rete di rame estremamente sottile (finger)
viene applicata sulla faccia frontale della cella e
ha lo scopo di raccogliere la corrente generata.
Le celle hanno forma quadrata, le dimensioni
tipiche sono 156x156mm (6”) oppure 125x125
(5”) con uno spessore di 0,18÷0,2 mm.
cella
50
1650
vetro
giunto laterale

cella solare
resina
protezione posteriore
cornice
Bandelle di rame più larghe (busbars) vengono
applicate sulle facce frontale e posteriore della
cella e hanno lo scopo di collegare una cella con
l’altra (come descritto nella sezione successiva).
La superficie posteriore delle celle viene rivestita
di alluminio allo scopo di creare una superficie
interna riflettente.
cornice
990
Successivamente viene applicato uno strato
superficiale antiriflesso che aumenta la capacità
di cattura della luce solare e conferisce alle celle
il tipico colore blu.
contatto metallico
Componenti di un modulo fotovoltaico
Il processo di realizzazione del modulo è
schematizzato nel diagramma seguente:
Bandelle Cu
Vetro
EVA
Bus Ribbon
EVA, Tedlar
Celle
Flash test
Tabbing
celle
Incorniciatura
Layup
stringhe
J-Box
Saldatura
stringhe
Rifilatura
Cornice
Angolari
Bi-adesivo
Silicone, J-Box
Laminazione
Le celle vengono collegate in serie attraverso la
saldatura (tabbing) di bandelle di rame ricotto e
l’installazione dei diodi di by-pass. In genere le
stringhe sono composte di 10 o 12 celle.
Cella monocristallina
Realizzazione del modulo fotovoltaico
Il modulo viene realizzato assemblando i seguenti
componenti:
Sulla faccia anteriore il modulo viene chiuso e
protetto da un vetro temperato dello spessore di
4 mm ad alta trasmittanza. La superficie interna
del vetro è antiriflesso, mentre la superficie
esterna è liscia per contrastare sporcamenti
dovuti ad accumulo di polvere e/o residui.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
5
Le celle sono inglobate in uno strato di materiale
plastico trasparente costituito di etil-vinil-acetato
(EVA), che possiede buone caratteristiche di
trasmittanza (70-90%) e igroscopicità (l’umidità
potrebbe danneggiare le celle corrodendo i
materiali conduttivi).
L’EVA fonde a bassa temperatura (80-110 °C) e
viene rinforzato da fibra di vetro per assicurare
rigidezza e stabilità dimensionale.
Lo strato di Tedlar ha la funzione di proteggere le
celle sul lato posteriore.
Esso è composto da bianco Tedlar (37μm) che
resiste ai raggi UV e da poliestere (75÷80μm) che
protegge dall’umidità.
Il telaio è realizzato in alluminio anodizzato,
tipicamente in leghe da trasformazione plastica
e, in particolare, da trattamento termico che
prevedono come alliganti Mg, Si, Zn, Cu.
Tali leghe possiedono buone caratteristiche
meccaniche, di finitura superficiale e di resistenza
alla corrosione.
Silicio poli-cristallino
Il processo di produzione si differenzia da quello
mono-cristallino nelle fasi di realizzazione dei
wafer, mentre l’assemblaggio delle celle e la
costruzione dei moduli seguono il medesimo
processo.
Come materia prima vengono utilizzati pezzi di
silicio di varia provenienza riciclando componenti
e scarti dell’industria elettronica e del processo
fotovoltaico stesso.
Le fette vengono tagliate a partire da un lingotto
ottenuto per solidificazione direzionale.
Le celle hanno forma quadrata, le dimensioni
tipiche sono 156x156mm (6”), più raramente
125x125mm (5”), con spessore di 0,18÷0,2 mm.
I moduli dei vari costruttori utilizzano quasi
sempre celle da 6”. Due tra le configurazioni più
diffuse prevedono 6 file da 9 o da 10 celle ed
hanno le seguenti caratteristiche:
Il silicone ha lo scopo di sigillare le giunzioni (T =
120-150 °C).
La fase finale di collaudo viene effettuata in una
macchina di prova che utilizza la luce artificiale
generata da una lampada flash.
I moduli dei vari costruttori utilizzano celle di
diverse dimensioni (5”o 6”) e numero. Due tra le
configurazioni più diffuse prevedono 6 file da 10
o 12 celle ed hanno le seguenti caratteristiche:
MODULO
60 celle (6”)
72 celle (5”)
Altezza
1640÷1680 mm
1560÷1580 mm
Lato
980÷1000 mm
800÷830 mm
35÷40 mm
35÷45 mm
19÷22 kg
15÷17 kg
MODULO
54 celle (6”)
60 celle (6”)
1470÷1500 mm
1640÷1680 mm
980÷990 mm
980÷1000 mm
Spessore
35÷38 mm
34÷50 mm
Peso
15,5÷20 kg
18,5÷23,5 kg
Altezza
Lato
Spessore
Peso
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
6
Silicio - tecnologie alternative
Diverse tecnologie sono state sviluppate al fine di
produrre celle con livelli più elevati di efficienza.
Le principali sono di seguito elencate:
 contatti nascosti: la rete e le bandelle sono
nascosti in un solco che viene tagliato con il
laser sulla superficie posteriore della cella. In
questo modo aumenta la superficie anteriore
attiva della cella e quindi la sua efficienza
 contatti posteriori: il contatto frontale viene
spostato nella parte posteriore della cella.
L’area frontale aumenta e diminuiscono le
perdite per ombreggiamento. È la soluzione
applicata dalle celle che hanno i valori più
elevati allo stato dell’arte
 PLUTOTM: sviluppata da Suntech si distingue
per il processo di texturing che aumenta la
capacità di assorbire la luce debole e indiretta
 HITTM: Heterojunction with Intrinsic Thin Layer
sviluppata da Sanyo si distingue per la
struttura a sandwich delle celle, in cui il wafer
mono-cristallo di silicio è racchiuso all’interno
di due strati estremamente sottili di silicio
amorfo.
Il “peso specifico” dei moduli di silicio (peso del
modulo diviso per potenza di picco) è compreso
tipicamente tra 80 e 110 kg/kWp come indicato
nel grafico seguente.
I valori inferiori sono relativi ai moduli con la
maggiore efficienza.
120,0
100,0
80,0
kg/kWp
60,0
40,0
20,0
0,0
10%
12%
Tecnologia
Mono-cristallino
(contatto posteriore)
TM
HIT
Efficienza
commerciale
22%
16%
18%
20%
Efficienza
Peso dei moduli c-Si in funzione dell’efficienza
Il progresso tecnologico ha determinato una
progressiva riduzione del peso dei moduli per
effetto di miglioramenti di efficienza delle celle e
dei moduli, riduzione dello spessore delle celle ed
ottimizzazione di telai e scatole di giunzione.
La composizione indicativa in peso di un modulo
in silicio è illustrata nella figura seguente:
Celle
4%
La tabella seguente indica i record di efficienza
raggiunti dai moduli commerciali più avanzati
(Fonte: Greentech Media 2010).
14%
Tedlar
4%
Scatola di
giunzione
Adesivi
1%
1%
EVA
6%
Telaio
10%
Vetro
74%
Composizione in peso di un modulo c-Si
19,8%
Mono-cristallino
TM
(Pluto )
19%
Mono-cristallino
18,5%
Il vetro rappresenta il componente più rilevante,
con un’incidenza che varia tra il 65 e il 75% a
seconda dello spessore (3 oppure 4 mm).
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
7
Thin-film
I moduli thin film sono realizzati depositando uno
strato estremamente sottile di materiale fotosensibile su un substrato di basso costo come
vetro, acciaio inossidabile o plastica.
 multi-giunzione sono celle composte di silicio
amorfo a cui vengono aggiunti strati di silicio
micro-cristallino che hanno la funzione di
aumentare la capacità di assorbire l’infrarosso
e il vicino infrarosso e aumentano l’efficienza
del 10%. Gli strati di silicio micro-cristallino
hanno uno spessore di 3 m che rende i
moduli più robusti.
Il materiale semiconduttore ha una capacità
estremamente elevata di catturare la luce solare
per cui è sufficiente uno strato di pochi micron
per ottenere le proprietà fotovoltaiche.
Contrariamente al silicio cristallino, non esistono
dimensioni standard dei moduli thin film.
Una volta depositato il materiale, il substrato
viene tagliato con il laser in celle sottili.
Si passa dai 0,6÷1,2 m2 dei moduli CIGS e CdTe a
1,4÷5,7 m2 dei moduli a base di silicio.
I moduli thin film sono di solito realizzati senza
telaio e chiusi entro due strati di vetro. Se il
substrato è di plastica il modulo risulta flessibile.
I tipi più diffusi di moduli sono di seguito elencati:
 silicio amorfo: la capacità di assorbimento
della luce solare è superiore a quella del silicio
cristallino, ma genera un flusso di elettroni
inferiore e quindi ha un’efficienza inferiore. Lo
strato semiconduttore è spesso 1 m e per
ridurre i costi viene depositato su substrati di
grandi dimensioni (fino a 5,7 m2), che possono
essere anche di materiale flessibile.
 diseleniuro di rame-indio (copper-indium
diselenide, abbreviato CIS) cattura oltre il 99%
della luce incidente in pochi micron di
spessore. L’aggiunta di piccole percentuali di
gallio (abbrev. CIGS) aumenta ulteriormente
l’efficienza di conversione. Tra i thin film, la
tecnologia CIG/CIGS è la più efficiente, ma
anche la più costosa a causa di un processo
complesso e poco standardizzato.
 tellururo di cadmio (abbreviato CdTe)
possiede anch’esso una grande capacità di
cattura della luce e rappresenta la tecnologia
thin film più economica sul mercato.
L’aggiunta di piccole percentuali di mercurio e
zinco migliora ulteriormente le proprietà.
 arseniuro di gallio è un composto formato da
due elementi particolari: l’arsenico diffuso in
natura, ma velenoso, e il gallio più raro e
costoso dell’oro. È estremamente resistente
alla temperatura e risulta pertanto molto
adatto per sistemi a concentrazione.
Esempio di modulo CIS (Sulfurcell)
Esempio di modulo amorfo (Sharp)
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
8
Il processo di produzione dei moduli thin film,
rappresentato in figura, è comune a tutte le
tecnologie.
Il processo impiegato dal produttore Sulfurcell è
illustrato nel diagramma seguente:
Produzione del
substrato
Vetro
Molibdeno
Rivestimento
conduttivo trasparente
Sputtering
Laser
Scribing
Rame
Indio
Deposizione del
semiconduttore
CIS
Sputtering
Annealing,
Sulfurisation
Mechanical
Scribing
Wet chemical
processing
Collegamento contatti
conduttori
Ossido di
Zinco
Montaggio tra due
strati di vetro
Sputtering
DEPOSITION
Mechanical
Scribing
MONOLITHIC
INTERCONNECTION
Laminating
ENCAPSULATION
Processo di produzione Sulfurcell
Processo di produzione dei moduli thin film
L’applicazione del semiconduttore sul substrato
viene effettuata attraverso elettrodeposizione
oppure trasferimento in fase vapore.
Nella figura seguente è esemplificato lo schema
di un modulo CdTe con substrato di vetro.
Entrambi i processi sono molto efficienti (nella
elettrodeposizione solo l’1% di Cd e Te viene
disperso, nel trasferimento di vapore il 20÷30%) e
i residui vengono trattati in modo sicuro.
L’applicazione dei contatti metallici sulla parte
posteriore serve a collegare i moduli in serie e si
realizza tramite incisione o stampaggio laser.
Nella figura seguente è esemplificato lo schema
di un modulo CIS con substrato di vetro.
Vetro
vetro anteriore
SnO2F
CdS
CdTe
EVA
TCO contatto anteriore
strato finestra
strato assorbente
contatto posteriore
incapsulante
Vetro
vetro posteriore
Sezione di un modulo CdTe (First Solar)
Vetro
vetro anteriore
EVA
ZnO
CdS
CuInS2
Mo
incapsulante
strato finestra
strato assorbente
contatto posteriore
Vetro
vetro posteriore
Sezione di un modulo CIS (Sulfurcell)
Il vetro anteriore è quello su cui incidono i raggi
solari. Su di esso viene depositato un film sottile
di ossido conduttivo trasparente (TCO).
Gli strati sottili semi-conduttori, rispettivamente
p- (CdS) e n- (CdTe) vengono depositati sul
substrato di vetro. Lo spessore degli strati semiconduttori è inferiore a 3 m.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
9
Il vetro posteriore ha la funzione di proteggere i
semi-conduttori e viene incollato al vetro
anteriore tramite laminazione interponendo uno
strato di Etil-Vinil Acetato (EVA).
La tabella seguente indica i record di efficienza
raggiunti a livello commerciale e di laboratorio
dai moduli thin film (Fonte: EPIA, 2010).
La composizione indicativa in peso di alcune
tipologie di moduli thin film è illustrata nelle
figure seguento:
In tutti i casi il materiale semiconduttore incide
per meno dell’1% sul peso del modulo.
EVA
3%
Efficienza
commerciale
Efficienza di
laboratorio
Silicio amorfo
7,1%
10,4%
Silicio amorfo
multigiunzione
10%
13,2%
CdTe
11,2%
16,5%
CIGS/CIS
12,1%
20,3%
Tecnologia
Cavi
1%
Semiconduttore
0%
Telaio
12%
Substrato-vetro
51%
Vetro anteriore
33%
Composizione in peso di un modulo CIGS
Il “peso specifico” dei moduli thin film è
compreso tipicamente tra 120 e 250 kg/kWp
come indicato nel grafico seguente.
Scatola di
giunzione
0,1%
Cavi
1%
I valori inferiori sono relativi ai moduli con la
maggiore efficienza.
Substrato-vetro
48%
Vetro anteriore
48%
350
300
250
200
kg/kWp
150
EVA
3%
100
Semiconduttori
0%
50
Composizione in peso di un modulo CdTe
0
4%
6%
8%
10%
12%
14%
Efficienza
Peso dei moduli thin film in funzione dell’efficienza
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
10



Tipologie
di impianti

La crescente diffusione degli impianti fotovoltaici
per molteplici e differenti esigenze applicative si
accompagna a una progressiva diversificazione
delle taglie di potenza degli impianti e delle
tipologie di installazione, integrate in edifici
oppure poste sul terreno.
Ai fini dell’analisi delle problematiche di fine vita
gli impianti saranno classificati come segue:
 integrati su edifici civili e industriali
 solar farm
 piccoli impianti residenziali.
Tale suddivisione non intende esaurire la
molteplicità delle tipologie applicative, ma ha lo
scopo di creare classi di impianti relativamente
omogenee in termini di composizione e
importanza relativa degli elementi costituenti il
Balance of System (BOS).
Il BOS è tipicamente costituito dai seguenti
componenti:









moduli
inverter
sostegni in acciaio zincato
trasformatore
cavi elettrici
quadri e scatole di derivazione
contatori di energia
sistema di monitoraggio
impianto di terra (scaricatori).
Il grafico successivo esemplifica la percentuale in
peso dei componenti del BOS di un impianto da
350 kW integrato sulla falda di un tetto.
9%
1%
6%
Moduli
5%
Inverter
2%
Impianti integrati
Trasformatori
Cavi di campo
Con questa denominazione si intendono gli
impianti di taglia media installati sui tetti di edifici
industriali o del terziario.
Rappresentano una tipologia di impianto che ha
conosciuto una grande diffusione in Italia, come
soluzione per alleggerire la bolletta energetica
oppure come elemento qualificante di un piano
di miglioramento della sostenibilità ambientale di
aziende manifatturiere o di servizio.
Quadri e combinatori
Fissaggi
77%
I moduli fotovoltaici costituiscono la quota di
gran lunga prevalente del BOS (77%), pari a circa
35.500 kg per 350 kW.
Gli impianti integrati spaziano da qualche decina
a qualche centinaio di kW (20÷500 kW).
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
11
Solar farm
Con questa denominazione si intendono gli
impianti di taglia grande installati sul terreno.
Rappresentano una tipologia di impianto che ha
conosciuto una crescita straordinaria in Italia e
nell’Europa meridionale come risultato di grandi
investimenti operati da fondi interessati a
cogliere l’opportunità di profitto delle tariffe di
feed-in coniugandola con le economie di scala dei
grandi impianti.
Grazie alle loro dimensioni rappresentano una
quota cospicua dell’installato complessivo, anche
se in molti paesi sono state introdotte normative
per scoraggiare la loro proliferazione che va a
scapito dell’uso agricolo dei terreni.
Il BOS è costituito dai seguenti componenti:












moduli
inverter
sostegni in acciaio zincato
strutture di supporto girevoli (per sistemi a
inseguimento)
trasformatori
cavi elettrici
quadri e scatole di derivazione
contatori di energia
sistema di monitoraggio
impianto di terra (scaricatori)
cabina elettrica
ancoraggi di sostegno nel terreno.
I moduli fotovoltaici costituiscono la quota
prevalente del BOS (52%), pari a circa 200t per 2
MW.
Piccoli impianti residenziali
Con questa denominazione si intendono gli
impianti di piccola taglia installati sui tetti di case,
condomini, scuole, rifugi, alberghi e agriturismi.
Rappresentano una tipologia di impianto che in
Italia ha conosciuto una prima grande diffusione
all’epoca del programma 10.000 tetti fotovoltaici
e che successivamente ha ricevuto un ulteriore
impulso dal Conto Energia.
In Italia sono impianti prevalentemente installati
su falde spioventi e in varia misura integrati con
esse.
Il BOS è costituito dai seguenti componenti:







moduli
inverter
sostegni in acciaio zincato
cavi elettrici
quadri e scatole di derivazione
contatori di energia
impianto di terra (scaricatori).
Il grafico successivo esemplifica la percentuale in
peso dei componenti del BOS di un impianto da 5
kW integrato sulla falda di un tetto.
Il grafico successivo esemplifica la percentuale in
peso dei componenti del BOS di un impianto da 2
MW installato su terreno.
8%
1%
8%
2%
Moduli
Inverter
Moduli
37%
Cavi di campo
Inverter
Quadri e combinatori
Trasformatori
52%
Fissaggi
Cavi di campo
Quadri e combinatori
Fissaggi
2%
3%
81%
3% 2%
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
12
I moduli fotovoltaici costituiscono la quota di
gran prevalente del BOS (81%), pari a circa 510 kg
per 5 kW.
Per alcuni impianti isolati dalla rete, che hanno la
necessità di assicurare la continuità del servizio, i
componenti precedentemente indicati vengono
integrati da:
La vita utile dipende essenzialmente da come le
batterie vengono gestite nelle fasi di carica e
scarica, funzione svolta dal regolatore di carica
che serve anche a monitorare lo stato delle
batterie stesse.
La dismissione di un impianto fotovoltaico è un
termine che significa la rimozione dei
componenti dell’impianto attivo e il ripristino
delle condizioni precedenti su tetto o su terreno.
 batterie
 regolatori di carica.
Le batterie svolgono la funzione di accumulare
l’energia nei periodi in cui la produzione
istantanea eccede la richiesta e viceversa di
rilasciarla nei periodi in cui la richiesta eccede la
produzione.
Tale missione richiede batterie in grado di
sopportare scariche profonde (fino all’80% della
carica). Tipicamente vengono utilizzate batterie
al piombo (lead acid) con durata fino a 15 anni.
Nella sua accezione completa la dismissione
comprende quindi le seguenti operazioni:
 rimozione dei pannelli fotovoltaici e di tutti i
componenti dell’impianto elettrico
 rimozione di tutte le strutture di sostegno,
incluse anche fondazioni e pavimentazioni nel
caso di impianti a terra
 mitigazione di eventuali impatti ambientali.
Image: Worradmu / FreeDigitalPhotos.net
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
13



Rilevanza
economica e
ambientale

La capacità fotovoltaica installata a livello globale
è cresciuta in modo estremamente rapido negli
ultimi anni, superando i 22 GW nel 2009 come
illustrato nel grafico seguente (fonte: EPIA 2010).
Di questa capacità, circa il 70% è installata in
Europa. In ambito europeo la Germania detiene
lo share principale, mentre il mercato italiano, in
forte espansione, ha raggiunto il 10%.
25.000
20.000
Cina
15.000
USA
Resto del Mondo
10.000
Giappone
5.000
Europa
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Evoluzione della capacità installata (fonte: EPIA)
2%
0,5%
1%
2%
1%
Germania
2%
Italia
Repubblica Ceca
7%
Belgio
Francia
Spagna
7%
Grecia
1%
0,5%
Portogallo
0,5%
Resto EU
1%
3%
53%
Giappone
USA
4%
Cina
India
6%
Corea Sud
10%
Canada
Australia
Resto del Mondo
Mercato mondiale del fotovoltaico nel 2009 (fonte: EPIA)
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
14
Nel corso del 2010 la tendenza si è ulteriormente
consolidata e la capacità installata ha raggiunto i
36 GW, compiendo un balzo in avanti pari al 67%
rispetto al 2009 (dati provvisori EPIA).
In termini di peso, l’installato 2009 corrisponde a
circa 2÷2,2 milioni di tonnellate di soli moduli.
In termini di applicazioni, nel corso del 2009 sono
stati superati i 2 milioni di installazioni.
Il problema del fine vita degli impianti fotovoltaici
risulta quindi di grande attualità a livello globale
e di particolare rilevanza a livello europeo e per il
nostro paese.
Una rilevanza che riguarda aspetti sia economici
che ambientali, dati i quantitativi di materiali
coinvolti.
Inoltre l’estrema numerosità delle applicazioni
mentre da un lato rappresenta una valenza molto
positiva in termini di partecipazione e
decentralizzazione energetica, dall’altro rende la
gestione del fine vita particolarmente complessa
in termini organizzativi.
La quota di mercato è passata dal 90% nel 2000 a
circa l’80% nel 2010 per scendere fino al 61% nel
2020.
Il mercato è equamente suddiviso tra moduli
mono e poli-cristallini, anche se quest’ultima
tecnologia ha manifestato la maggiore crescita
negli ultimi anni.
I moduli thin film rappresentano la quota di
mercato con le dinamiche di crescita più rapide
(20% nel 2010, 39% nel 2020).
Tra di essi le celle CdTe rappresentano la seconda
tecnologia più diffusa nel 2010 (18%).
In rapida crescita sono i moduli CIGS la cui quota
di mercato è attesa pari a quelli dei moduli CdTe
nel 2020.
Stima della capacità da dismettere
I rifiuti generati dall’industria fotovoltaica sono
direttamente correlati alla crescita del mercato.
Le quantità da trattare negli anni a venire
saranno influenzate in primis dai seguenti fattori:
Rilevanza delle diverse tecnologie
Il silicio cristallino è di gran lunga la tecnologia
più diffusa e tale rimarrà nei prossimi dieci anni
come illustrato nel seguente grafico di evoluzione
storica del mercato.
100%
90%




volumi prodotti
peso specifico dei moduli per kWp
incidenza degli scarti di processo
incidenza dei rifiuti prematuri generati
durante trasporto e installazione
 incidenza delle rotture premature in uso
 durata della vita utile.
80%
70%
Tecnologie emergenti
60%
CIGS
50%
CdTe
40%
a-Si
30%
Il trend evolutivo dell’installato ha manifestato
un’impennata a partire dai primi anni 2000.
c-Si
20%
10%
0%
1980
1990
2000
2010
2020
Considerata una vita media di 20-25 anni è
prevedibile che la gestione della dismissione degli
impianti diventi un tema rilevante su larga scala a
partire dal 2020-2025.
Share tecnologie fotovoltaiche (fonte: EPIA)
Nel 2008 i moduli dismessi in Europa hanno
raggiunto 3.800t, un quantitativo ancora limitato.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
15
Il trend atteso è che tale cifra raddoppi ogni anno
raggiungendo le 35.000t nel 2020 come indicato
nella tabella seguente (fonte: Ökopol 2007).
Capacità da
dismettere
in MW
in t
2008
50,8
3.807
2009
68,6
5.146
2010
103,7
7.774
2011
101,2
7.591
2012
124,9
9.364
2013
152,5
11.439
2014
184,9
13.866
2015
222,7
16.706
Materiali e loro valore
Tra i componenti degli impianti fotovoltaici i
materiali di maggior valore sono i semiconduttori
contenuti nelle celle, l’alluminio contenuto nei
telai e nei supporti e il vetro.
Il silicio è il secondo materiale più abbondante
sulla crosta terrestre.
Secondo diversi studi costituisce dal 55% al 59%
della crosta terrestre, e dal 44% al 48% del manto
superiore. In natura non si trova allo stato puro,
ma sotto forma di silicati e composti vari, in
primis la silice (SiO2).
I materiali utilizzati come semi-conduttori nei
moduli thin film sono molto meno abbondanti.
1000000
World primary
refinery production
[g/cpita/yr]
100000
Fe
10000
2020
472
35.397
Al
Cu
Pb
1000
Si
Zn
Ni
100
2030
1170
132.750
Co
Cd
10
1
V
Li
Ag
Au
Se
0,1
In
Pt
La capacità da dismettere sarà costituita in larga
prevalenza da moduli in silicio (77% in peso nel
2020 a decrescere fino al 34% nel 2030).
Lo share dei moduli thin film da dismettere è
stimato pari al 22% del totale nel 2020, con un
trend a salire fino al 33% nel 2030.
Capacità MW
c-Si
Thin film
Em. Tech
2010
82,8
18,7
2,2
2020
339,8
99,1
33,0
2030
601,8
584,1
584,1
c-Si
Thin film
Em. Tech
2010
6.219
1.399
122
2020
25.486
7.433
155
2030
45.135
43.808
43.808
Capacità t
Ga
Te
0,01
Ge
Ru
0,001
0,00001
0,001
0,1
10
1000
100000
Average abundance in continental crust [ppm]
Disponibilità materiali semiconduttori (fonte: BNL)
Il Tellurio è un metallo che viene estratto come
sottoprodotto della lavorazione di minerali vari,
tra cui rame (in grande prevalenza), piombo, oro
e bismuto.
L’Indio è un metallo che viene estratto come
sottoprodotto della lavorazione dello zinco.
Le dinamiche di crescita della loro applicazione
fotovoltaica potrebbe essere condizionata dalle
dinamiche di domanda e offerta determinate da
altri settori (ad esempio la domanda attuale di
Indio è per l’85% determinata dall’industria dei
cristalli liquidi).
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
16
Lo studio si basa su un modello di riciclo al
termine di una vita utile di 30 anni, con un tasso
di perdita del 10% nella fase di raccolta e del 10%
nella fase di riciclo vera e propria.
Prezzi medi delle materie prime
Tellurio (99,95%) e Indio (99,97%)
900
USD/kg 800
Te
700
In
600
500
Lo scenario most likely si differenzia da quello
conservativo nella più rapida curva di evoluzione
delle tecnologie, come indicato nella tabella
seguente:
400
300
200
100
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Trend prezzi delle materie prime (fonte: USGS)
L’efficienza produttiva dei moduli e il riciclo dei
materiali possono influenzare in modo rilevante
la disponibilità delle materie prime, come
illustrato dai grafici seguenti tratti da uno studio
del Brookhaven National Laboratory1, in cui sono
rappresentati due scenari.
Tellurium availability [t/yr]
6000
Efficienza dei
moduli 2020
CdTe
CIGS
a-Si-Ge
Conservative
12,3%
14%
9%
Most likely
13,2%
15,9%
9,7%
Rif. 2008
10,8%
11,2%
6,7%
Spessore del
layer 2020
CdTe
CIGS
a-Si-Ge
Conservative
2,5 m
1,2m
1,2m
Most likely
1,5m
1m
1,1m
Rif. 2008
3,3m
1,6m
1,2m
5000
Conservative scenario
4000
Conservative scenario
with recycling
3000
Most likely scenario
2000
Most likely scenario with
recycling
1000
Materiali pericolosi
0
2000
2020
2040
2060
2080
2100
Nella gestione del fine vita dei moduli particolare
attenzione deve essere prestata alla presenza di
materiali come cadmio, piombo e selenio, la cui
presenza in discarica è regolata da specifiche
disposizioni.
Indium availability [t/yr]
1200
1000
Conservative scenario
800
Di tali materiali il più importante in termini
quantitativi è il cadmio.
Conservative scenario
with recycling
600
Most likely scenario
400
Most likely scenario with
recycling
200
Cadmio
0
2000
2020
2040
2060
2080
2100
Disponibilità di Te e In (fonte: Ftenakis - BNL)
1
Il cadmio rappresenta uno dei componenti critici
della filiera fotovoltaica per la sua potenziale
tossicità, specie se soggetto a dissoluzione
incontrollata in discarica che potrebbe inquinare
le falde.
Ftenakis, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 2009
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
17
È un sottoprodotto della produzione di zinco e
quindi è disponibile in grandi quantità.
Attraverso il riciclo dei moduli tale rischio viene
completamente risolto.
Il cadmio non utilizzato viene cementato e
sotterrato per un utilizzo futuro oppure conferito
in discarica come rifiuto pericoloso.
Diversi studi riportano emissioni atmosferiche di
Cd pari a 0,02 g/GWh di elettricità prodotta
durante tutto il ciclo di vita, un quantitativo
estremamente basso.
L’impiego nell’industria fotovoltaica costituisce
quindi uno dei suoi possibili utilizzi in alternativa
al trattamento come rifiuto.
Trend di riduzione dei consumi di materiali
Essendo completamente incapsulato sotto forma
di CdTe tale applicazione risulta particolarmente
sicura.
Per quanto riguarda il fine vita il rischio eventuale
risiede nella possibilità di rilascio di cadmio per
effetto di dissoluzione in discarica e conseguente
contaminazione delle falde.
Grazie allo sviluppo tecnologico, l’efficienza dei
moduli fotovoltaici è notevolmente cresciuta
negli ultimi anni raggiungendo picchi del 19,5%.
L’aumento dell’efficienza determina un minore
consumo di materiali a parità di kWh prodotti e
di conseguenza un minore consumo di materie
prime e di materiale da dismettere a fine vita.
Dissoluzione in discarica
Un altro trend che impatta sul consumo di
materiali è la riduzione dello spessore delle celle
che è l’obiettivo degli attuali sviluppi di mercato.
La dissoluzione dei metalli in discarica viene
caratterizzata attraverso test di diluizione come il TCLP
(Toxicity Characterization Leachate Profile) utilizzato
in USA oppure il DEV S4 (Deutsches Einheitsver-fahren)
utilizzato in Germania.
Nel caso del silicio tale riduzione riguarda lo
spessore dei wafer (figura seguente), nel caso dei
thin film lo spessore dello strato.
Entrambi i protocolli prevedono prove su campioni di
piccole dimensioni (<1 cm2 ) di frammenti di moduli.
mm
I frammenti vengono sospesi e ruotati in un solvente
per 24h. Al termine viene misurata la frazione dissolta.
Se la concentrazione eccede i limiti fissati dal
protocollo i moduli sono a rischio di dissoluzione e
devono essere dismessi, trattati, trasportati, tracciati e
conferiti come rifiuti pericolosi, condizione che fa
lievitare i costi e la complessità per la gestione del fine
vita.
Se invece la concentrazione rientra nei limiti i moduli
possono essere conferiti a una discarica normale.
Grazie alla struttura del moduli CdTe, in cui il
semiconduttore è completamente incapsulato tra
due strati di vetro, tale rischio è un’eventualità
altamente improbabile in condizioni normali.
350
18
16
Spessore del wafer
300
14
Q.tà di silicio
250
g/Wp
12
200
10
150
8
6
100
4
50
2
0
0
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Evoluzione delle celle in silicio (Fonte: EPIA)
Il tempo di ritorno dell’energia spesa per la
produzione, denominato EPBT (Energy Payback
Time) è sceso a valori compresi tra 1 e 3 anni, a
fronte di una vita media di 25 anni.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
18
Nel caso di applicazioni in paesi ad irraggiamento
solare particolarmente elevato l’EPBT può
scendere fino a 6 mesi.
Il riciclo degli impianti a fine vita rappresenta
un’opportunità per migliorare ulteriormente
l’impatto della generazione fotovoltaica sulla
sostenibilità del sistema energetico.
Il riciclo dei materiali ha un impatto ulteriore
positivo sull’impronta ambientale, che è già
particolarmente buona in rapporto ad altre
tecnologie di generazione.
Situazione e rilevanza in Italia
Impatto sulle emissioni di CO2
La capacità installata in Italia ha superato 3,5 GW
con un balzo straordinario di 2,3 GW nel corso
del solo 2010.
Le emissioni di CO2 generate dal fotovoltaico
durante il ciclo di vita (produzione, installazione,
manutenzione e dismissione) sono comprese tra
15 e 35 g per kWh.
L’entità reale di tale quantitativo può essere
compresa considerando che rappresenta circa il
15% di tutta la nuova capacità installata a livello
globale nel 2010 e circa il 10% della capacità
installata in Europa fino al 2009.
I valori superiori corrispondono ai moduli in
silicio, quelli inferiori ai moduli thin film.
Durante la vita utile i moduli non emettono CO2
e pertanto gran parte di tali emissioni derivano
dalla fase di produzione.
4.000.000
3.456.137
3.500.000
3.000.000
2.500.000
La produzione globale di energia fotovoltaica ha
raggiunto nel 2009 il valore di 32 TWh, una
quantità di energia sufficiente a coprire il
fabbisogno della Grecia.
In termini di emissioni evitate la produzione 2009
corrisponde a una riduzione di circa 19 MtCO2
(facendo riferimento a un mix energetico in cui
l’intensità delle emissioni è pari a 600 g/kWh).
Nel grafico seguente è rappresentato il trend di
evoluzione delle emissioni evitate di CO2 a livello
globale, annue e cumulate a partire dal 2003.
140
MtCO2
2.000.000
1.500.000
1.135.204
1.000.000
417.948
500.000
0
9.436
79.512
2006
2007
2008
2009
2010
Trend capacità istallata in Italia (kW)
In termini di massa, la capacità installata in Italia
corrisponde a circa 345.000 tonnellate di soli
moduli, utilizzando come peso “specifico” di
riferimento circa 100t/MW.
1400
Riduzione CO2
120
1200
Riduzione CO2 cumulata
100
MtCO2
1000
80
800
60
600
40
400
20
200
0
0
2008
2009
2010
2015
2020
La produzione lorda ha raggiunto 1.736 GWh nel
2010, con un impatto in termini di emissioni
evitate pari a circa 842.000 tonnellate (riferite a
un mix energetico in cui l’intensità delle emissioni
è pari a 485 g/kWh).
2030
Evoluzione delle emissioni di CO2 (Fonte: EPIA)
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
19
Tale caratteristica risulta favorevole nell’ottica
del riciclo, in quanto concentra la massa installata
in un numero relativamente ridotto di siti e
quindi riduce complessità e costi della logistica
per il ritiro a fine vita.
2000
1736
1800
1600
1400
1200
1000
699
800
600
400
Un altro dato favorevole in termini logistici
dell’installato attuale è la concentrazione di oltre
il 58% della capacità in cinque regioni (Puglia,
Lombardia, Emilia Romagna, Veneto e Piemonte)
di cui quattro territorialmente limitrofe.
198
200
0
2
41
2006
2007
2008
2009
2010
Trend produzione lorda fotovoltaica in Italia (GWh)
La capacità complessiva risulta installata in larga
prevalenza in impianti di taglia medio-grande
(56% della capacità è installata in 2.286 impianti
di potenza superiore a 200 kW), una tipologia
corrispondente ad installazioni a terra oppure su
tetti di fabbricati industriali.
> 500 MW
250-500 MW
100-250 MW
< 100 MW
178.306
758.150
688.870
Mappa della capacità in esercizio (Febbraio 2011)
761.275
1.343.427
Classe 1 da 1 a 3 kW
Classe 2 da 3 a 20 kW
Classe 3 da 20 a 200 kW
Classe 4 da 200 a 1000 kW
Classe 5 oltre 1000 kW
Capacità installata per classe di potenza
10.833
2.051
235
65.610
Classe 1 da 1 a 3 kW
Classe 2 da 3 a 20 kW
89.534
Classe 3 da 20 a 200 kW
Classe 4 da 200 a 1000 kW
Classe 5 oltre 1000 kW
Numero di impianti per classe di potenza
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
20



Riciclo
o rifiuto ?
Il riciclo dei moduli fotovoltaici a fine vita non è
affatto una soluzione scontata, anche se si può
immaginare che una loro gestione come rifiuti e
un conferimento dei componenti esausti nelle
discariche e negli inceneritori comporterebbe
nuove preoccupazioni ambientali e ulteriori
carichi su strutture già critiche.
Come altri rifiuti dell’industria elettronica, i
moduli fotovoltaici avranno un impatto tossico
se conferiti in discariche, in quanto i materiali
che essi contengono possono colare nel terreno
e nelle falde acquifere.
Se conferiti ad inceneritori possono rilasciare
emissioni tossiche in aria.
Al fine di evitare il ripetersi di esperienze
negative già vissute per i rifiuti elettronici,
smaltiti in molti casi senza controlli in paesi non
regolamentati, diventa essenziale regolare e
organizzare la gestione del fine vita dei moduli.
Attraverso il modello della responsabilità estesa
dei produttori è necessario assicurare che i
moduli non finiscano nei processi di
smaltimento, ma, al contrario, vengano trattati
attraverso una filiera di recupero e di riciclo
specifica e sicura.
Nel seguito vengono illustrati i fattori di rischio
derivanti dal fine vita dei principali componenti
dei moduli fotovoltaici.
Componenti elettronici

Tali materiali sono regolamentati in Europa
dalla normativa RoHS (paragrafo successivo),
ma non sono ancora regolamentati negli altri
mercati, USA in primis.
 Piombo: è utilizzato nei circuiti elettronici
per circuiti, contatti saldati e paste di
stampaggio.
È un materiale tossico che si accumula nelle
discariche e può colare verso le falde
inquinando l’acqua potabile.
Può essere eliminato dal prodotto
sostituendolo con stagno, argento o rame.
 Bromurati ritardanti di fiamma (BFR),
bifenil polibromurati (PBB), difenil-etere
polibromurati (PBDE): sono additivati alle
plastiche per renderle meno infiammabili.
Sotto l’azione del calore i bromuri vengono
rilasciati dalla plastica e rallentano la
combustione.
Sono presenti in schede elettroniche e
inverter e, a causa dell’enorme diffusione dei
componenti elettronici, la loro presenza
nell’ambiente è diventata pervasiva.
I PBDE tendono ad accumularsi nei tessuti
adiposi e sono classificati come tossici e
cancerogeni.
 Cromo esavalente: è utilizzato in molti
moduli come rivestimento per assorbire la
radiazione solare ed è presente in viti e telai
di circuiti stampati. È notoriamente
cancerogeno.
I moduli contengono componenti elettronici e,
di conseguenza, materiali pericolosi tipici quali
piombo, cadmio, bromurati ritardanti di
fiamma, cromo.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
21
Silicio cristallino
su polmoni, fegato, sistema immunitario e
sistema sanguigno.
Se prodotti al di fuori dell’Europa i moduli in
silicio cristallino possono contenere alcuni dei
materiali precedentemente elencati.
Tecnologie emergenti
Se i moduli sono prodotti in USA le percentuali
rientrano comunque nei limiti regolamentati
dall’EPA (Environmental Protection Agency).
Tellururo di cadmio (CdTe)
Molte delle tecnologie emergenti non sono
ancora state analizzate.
Alcune di esse sono realizzate attraverso la
combinazione di semiconduttori esistenti e
quindi si ricollegano alle problematiche già
esaminate.
La tossicità del CdTe non è stata ancora chiarita.
Viene ritenuta inferiore a quella degli idrossidi
di cadmio contenuti nelle batterie NiCd essendo
il CdTe meno solubile in acqua.
Diversi studi sono ancora in corso per stabilire
se il CdTe supera i test di dissoluzione TCLP
(USA) oppure DEV64 (Germania) descritti nella
sezione precedente.
In assenza di un processo specifico di riciclo, i
moduli CdTe sarebbero conferiti a fonditori che
li tratterebbero alla stregua dei tubi catodici,
delle lampade fluorescenti e delle batterie.
Le celle dye-sensitized sono basate su una
combinazione di biossido di titanio (che non è
tossico) e di vari tipi di tinture, la cui tossicità
non è al momento stabilita.
Particolare attenzione andrà dedicata ai rischi
legati all’impiego di nano-materiali, in quanto
materiali classificati non pericolosi possono
diventarlo se le caratteristiche bioaccumulative
o tossiche cambiano scendendo alla scala nano.
Legislazione e regolamenti in Europa
In Europa non esistono regolamenti specifici
relativi al fine vita dei moduli fotovoltaici.
CIS e CIGS
Il selenio è una sostanza regolata che si
accumula nella catena alimentare e forma
composti come il seleniuro di idrogeno, che è
classificato altamente tossico e cancerogeno.
Il gallio ha un livello inferiore di tossicità.
Sia i moduli CIS che CIGS possono contenere
quantità di solfuro e tellururo di cadmio la cui
tossicità è già stata discussa.
Arseniuro di gallio
I dati tossicologici, tuttora molto scarsi, indicano
un potenziale impatto sull’uomo e in particolare
A partire da febbraio 2003 sono state approvate
le direttive WEEE (Waste Electrical & Electronic
Equipment) e RoHS (Restriction of Hazardous
Substances).
Entrambe le direttive sono finalizzate a
minimizzare la quantità di rifiuti elettrici ed
elettronici conferiti in discarica e agli
inceneritori.
La direttiva RoHS impone che i prodotti venduti
in Europa devono contenere frazioni minime
(inferiori allo 0,1%) di piombo, cromo, difenil
polibromurato/PBB, difenil-etere polibromurato
/PBDE e frazioni ancora inferiori (0,01%) di
cadmio.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
22
La direttiva WEEE introduce il modello della
responsabilità estesa dei produttori che include
la progettazione orientata al riciclo, la
responsabilità finanziaria e organizzativa per la
raccolta e il riciclo e l’etichettatura.
elettronici che utilizzano gli stessi materiali
pericolosi.
Gestione integrata del fine vita
Nessuna delle due direttive riguarda in modo
specifico il fotovoltaico, anche se l’inclusione
nella WEEE è oggetto di approfondimenti.
La prevenzione dei rifiuti è solo uno degli
aspetti di una strategia integrata volta ad
assicurare un uso sostenibile delle risorse.
La creazione di accordi volontari per il recupero
e riciclo dei moduli, come quelli promossi
dall’associazione PV CYCLE descritti nel seguito,
potrebbero raggiungere risultati analoghi
oppure addirittura superiori.
L’utilizzo dei rifiuti come risorsa attraverso il
riciclo è una possibilità che va correttamente
valutata sia in termini di potenziale risparmio di
risorse primarie, sia in termini di impatto al fine
di stabilire se esso costituisce un miglioramento
effettivo rispetto all’uso diretto delle risorse.
Tali concetti fanno parte integrante delle
politiche europee sui rifiuti3, che si articolano in
due fasi.
Legislazione e regolamenti in USA
I moduli sono soggetti alle normative relative
alle sostanze pericolose2 solamente se i
materiali utilizzati dai produttori rientrano tra
quelli classificati come pericolosi dall’EPA.
La prima fase prevede il rafforzamento dei
regolamenti esistenti, rendendoli più semplici
ed efficaci e sostenendoli attraverso strumenti
di natura economica come tasse sul
conferimento dei rifiuti e un crescente uso di
norme e standard.
I moduli dismessi o difettosi sono classificati
come rifiuti pericolosi se non superano i test di
dissoluzione TCLP fissati dall’EPA.
In tale caso il fine vita dei moduli viene regolato
dal Resource Conservation and Recovery Act
(RCRA) a livello federale e da leggi specifiche a
livello di stati come il California Hazardous
Waste Control Law (HWCL), che regolamentano
tutte le fasi di spostamento, riciclo, riuso,
immagazzinamento,trattamento e smaltimento.
La seconda fase prevede la verifica della
necessità di ulteriori misure e, soprattutto, il
superamento dei confini nazionali al fine di
evitare
sperequazioni
e
massimizzare
l’efficienza.
Ad oggi diversi stati hanno approvato leggi in
merito alla responsabilità estesa dei produttori.
In California, ad esempio, è stata introdotta a
partire dal 2003 una tassa di smaltimento
compresa tra $6 e $10 che si aggiunge al prezzo
di acquisto di monitor e televisioni e che serve a
finanziare la raccolta e riciclo a fine vita.
Ad oggi i moduli fotovoltaici non sono inclusi
anche se vi rientrano diversi componenti
2
Emergency Planning and Community Right-to-Know Act,
introdotto a livello federale dal 1986
3
“Moving closer to a recycling society”, Stakeholders
meeting, January 2006
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
23



Modelli
di riciclo

La dismissione dei moduli fotovoltaici a fine vita
diventerà un tema attuale su larga scala nel giro
di dieci-quindici anni, considerando che i primi
impianti sono stati realizzati negli anni 90 e che la
vita media degli impianti si attesta sui 25-30 anni.
In questo lasso di tempo industria e istituzioni
devono sviluppare e mettere in atto soluzioni
tecnologiche, organizzative e normative idonee a
gestire il problema, preservando l’impronta
ambientale positiva dell’energia fotovoltaica in
tutte le fasi del ciclo di vita.
I moduli fotovoltaici sono costituiti da materiali
come il vetro, l’alluminio e diversi semiconduttori
che, se riciclati in modo opportuno, possono
essere riutilizzati per realizzare nuovi moduli
fotovoltaici oppure altri prodotti.
Il riciclo dei moduli è positivo per l’ambiente non
solo perché reduce il volume dei residui, ma
anche perché riduce l’intensità energetica e
l’impatto ambientale del fotovoltaico, riducendo
l’energia necessaria a produrre i materiali e i
semilavorati di partenza.
Per contro il riciclo dei moduli a fine vita è un
processo piuttosto complesso la cui applicazione
è condizionata da fattori economici.
Esso richiede infatti una filiera complessa di
operazioni specialistiche tra cui raccolta dei
moduli, cessione e/o riacquisto, trasporto e
operazioni varie di trattamento, conferimento dei
materiali riciclati e dei residui.
Anche materiali di valore e facilmente riciclabili
come l’alluminio spesso registrano tassi di riciclo
inferiori alle attese a causa delle difficoltà della
filiera di raccolta.
Nel caso dei moduli fotovoltaici la situazione è
particolarmente complicata a causa della
dispersione geografica dei moduli sul territorio,
della bassa concentrazione di materiali pregiati e
del lungo lasso di tempo tra le fasi di installazione
e dismissione che può arrivare a 30 anni.
In tale scenario l’Europa sta svolgendo un ruolo
attivo di precursore, avendo avviato le prime
ricerche sul tema del riciclo a partire dagli anni
’90 e vantando l’esperienza attualmente più
avanzata a livello globale, quella promossa e
sviluppata dall’associazione PV CYCLE.
Modelli di business
Il modello attraverso il quale il riciclo a fine vita
sarà organizzato negli anni a venire potrebbe
variare a seconda del tipo di installazione (piccoli
impianti oppure su scala utility) e da mercato a
mercato.
A titolo di esempio mentre in Italia le installazioni
sono prevalentemente concentrate in impianti di
taglia media-grande, in Francia si registra una
netta prevalenza degli impianti integrati negli
edifici, mentre in Spagna prevalgono gli impianti
installati a terra.
Segmento di
mercato
Residenziale
< 10 kWp
Commerciale
10-100 kWp
Industriale
100-1000 kWp
Utility
> 1 MWp
Su tetto
Tipo di applicazione
Integrata su
A terra
facciata /tetto





GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI


24
Queste differenziazioni sono frutto delle
condizioni di mercato, ma anche delle politiche di
incentivazione che remunerano in maniera
differente le diverse tipologie di impianto.
Nel caso dei piccoli impianti la responsabilità
della raccolta e riciclo dei moduli deve essere dei
produttori.
Essi devono organizzare la filiera di riacquisto,
raccolta, consolidamento e trasporto dei moduli
da conferire a smantellatori e riciclatori.
Sono possibili differenti modelli di business per il
recupero e il riciclo dei moduli a fine vita.
Nel caso dei grandi impianti, i responsabili della
dismissione e conferimento dei moduli sono in
genere i proprietari stessi.
Se tali impianti appartengono a utility elettriche
la gestione del fine vita può rientrare nei processi
operativi interni ed i relativi costi di servizio
possono essere inglobati nelle tariffe.
Se invece gli impianti appartengono ad aziende,
pubbliche amministrazioni o soggetti privati, la
loro gestione operativa (manutenzione) è in
genere delegata ad aziende di servizio che hanno
la possibilità di gestire anche le fasi di dismissione
e riciclo.
La raccolta dei moduli dismessi avviene a seguito
di ordini individuali. A seconda della dimensione
dell’impianto dismesso, i moduli possono essere
indirizzati a un centro intermedio di raccolta
oppure direttamente all’impianto di trattamento
nel caso di partite molto grandi.
Il modello in cui la raccolta è un’attività in carico
al proprietario dei rifiuti (“bring in”), che ha la
responsabilità di conferirli al riciclatore, si
dimostra in genere meno efficace del modello
“pick up”, in cui esiste un sistema organizzato di
servizio che si occupa di raccogliere il rifiuto nel
luogo in cui si genera.
In genere il modello “pick up” implica costi più
elevati, ma l’entità effettiva dipende in maniera
determinante dalla logistica.
L’accordo volontario di recupero da parte dei
produttori, coordinato e organizzato a livello
centrale come nel modello PV CYCLE, appare la
soluzione più efficace.
La raccolta peraltro non può essere effettuata on
demand in modo economico, stante la piccola
dimensione e la dispersione degli impianti.
Nel modello di filiera vanno pertanto previsti
operatori che consolidano partite di moduli
provenienti da centri di raccolta territoriali (es.
provinciali) o da singoli soggetti industriali o del
terziario.
Ordine di raccolta
Fonti di moduli a
fine vita
Trasporto
Stoccaggi
intermedi
Trasporto
Operatore
del sistema
logistico
Impianti di riciclo
Trasporto
Rendicontazione
attività e costi
Produttori di
moduli
Schema operativo del modello di riciclo
La filiera del riciclo pone quindi un problema di
definizione del modello operativo le cui opzioni
fondamentali sono:
 centralizzazione/decentralizzazione
 numerosità e localizzazione dei centri di
raccolta e consolidamento
 logistica/trasporto dei materiali
 collegamento con i mercati di sbocco.
La scelta e il dimensionamento della soluzione
operativa sono strettamente legati alla quantità
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
25
delle partite da trattare e alla fluttuazione dei
prezzi di tutti i beni coinvolti, in particolare dei
materiali da riciclare.
Un altro aspetto da considerare è la numerosità
dei players attivi sul mercato, che dovrebbero
essere i futuri protagonisti del processo di riciclo.
Caso per caso è necessario risolvere un problema
di ottimizzazione della reverse logistics, trovando
il giusto trade-off tra numero e capacità degli
impianti (investimento) e caratteristiche di
mercato e geografiche (costi operativi).
Per quanto riguarda i moduli in silicio il mercato
registra la presenza di numerosi players, con un
trend a decrescere a seguito di processi di
concentrazione.
I fattori da ottimizzare sono:
Lingotti
Silicio




quantitativi da trasportare da ogni sito
distanza tra siti di raccolta e siti di riciclo
costi della logistica inversa (personale, servizi)
costi di trasporto (combustibile, tipo e
capacità del mezzo di trasporto)
 capacità operativa degli impianti
 costo di investimento per aprire un impianto
di riciclo.
Uno studio recente4 ha illustrato i risultati di
un’analisi condotta nella Germania nordorientale relativa al riciclo dei moduli di silicio
cristallino.
Il modello operativo analizzato era quello di
realizzare i siti di riciclo presso gli stabilimenti dei
produttori, in gran parte localizzati nella regione
(16 impianti).
Nella tabella seguente sono indicati i valori
relativi a tre degli scenari analizzati, allo scopo di
evidenziare il trade-off tra i fattori di scala e la
logistica di conferimento. I prezzi sono in dollari e
il costo operativo è il valore cumulato su cinque
anni (2010-2015).
Soluzione
Investimento
1 Impianto
USD 586k
Costo
operativo
USD 1.529k
2 Impianti
USD 1.126k
USD 943k
USD 2.069K
3 Impianti
USD 1.079k
USD 583K
USD 1.662k
Costo totale
N° aziende
nel 2009
wafer
75
Celle
208
239
Moduli
988
Catena del valore moduli in silicio (fonte: EPIA)
Per quanto riguarda il mercato dei thin film i
players sono verticalizzati e meno numerosi,
specie per quanto riguarda la tecnologia CdTe
che è la più diffusa sul mercato.
Tecnologia
CdTe
a-Si, a-Si/-Si
CI(G)S
N° aziende
nel 2009
4
131
30
Produttori di moduli thin film (fonte: EPIA)
Allo stato attuale il modello più avanzato per
organizzare la filiera del riciclo è quello proposto
dall’associazione PV CYCLE.
PV CYCLE
USD 2.115k
Nel 2007 l’agenzia tedesca BSW per l’energia
rinnovabile e l’EPIA hanno commissionato uno
4
Choi J., Fthenakis V., “Mathematical Modeling for Cost
th
Optimization of PV Recycling Infrastructure”, 25 EUPVSEC
Valencia, Sept. 2010
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
26
studio5 relativo allo sviluppo di un sistema per la
raccolta e recupero dei moduli a fine vita.
Il documento ha costituito il riferimento
programmatico dell’associazione PV CYCLE, che è
stata fondata a Bruxelles nel 2007 e raggruppa su
base volontaria oltre 100 membri che
rappresentano l’85% del mercato Europeo.
Il modello della responsabilità estesa viene
realizzato attraverso lo strumento di un accordo
volontario o voluntary agreement (VA).
Accordo volontario
Scopo dell’associazione è sviluppare un approccio
integrato per il fine vita dei moduli e di tutti i
prodotti intermedi della filiera fotovoltaica, quali
scarti di produzione oppure moduli danneggiati
durante le fasi di trasporto e installazione.
Il modello perseguito è la responsabilità estesa
del produttore, che riguarda l’intero ciclo di vita
del prodotto attuale e di quelli in fase di sviluppo.
È una misura attraverso la quale i produttori
assumono l’impegno di perseguire obiettivi precisi in
termini di riciclo dei propri prodotti, anche superiori
alle normative vigenti, e di adottare tutte le misure
operative necessarie per raggiungere lo scopo.
L’accordo volontario è una dichiarazione unilaterale da
parte dei soggetti che la sottoscrivono, che li impegna
a fare oppure ad omettere determinate azioni.
In nessuna circostanza esso vincola terze parti e tanto
meno le istituzioni che, pertanto, non sono obbligate a
riconoscerlo formalmente.
La Commissione Europea riconosce che gli accordi
volontari sono efficaci al fine di perseguire obiettivi di
interesse comune rendendo superflue alcune misure
legislative (auto-regolamentazione).
Può anche usarli in ottica di co-regolazione, fissando
obiettivi e strumenti nelle direttive e lasciando alle
parti la definizione dei percorsi di implementazione.
Gli accordi volontari coordinati tra Commissione e
industria devono essere inoltre adattati, se necessario,
alle normative nazionali, altrimenti potrebbero creare
conseguenze per alcuni sottoscrittori.
5
“Study on the development of a take back and recovery
system for photovoltaic products”, November 2007
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
27
Gli obiettivi di PV CYCLE non solo sono in linea
con le politiche Europee relative alla riduzione
dei rifiuti, al riciclo e all’eco-design, ma
costituiscono un’esperienza di avanguardia, in
quanto il fotovoltaico è stato il primo settore a
sviluppare un programma proprio di riciclo.
La fase operativa vera e propria di PV CYCLE è
iniziata nel corso del 2010.
Sono stati finora censiti 183 punti di raccolta
distribuiti in tutta Europa costituiti da installatori
e grossisti, di cui 77 certificati:
Nel mese di Dicembre 2008 i membri hanno
sottoscritto un accordo volontario in cui si
impegnano a raccogliere almeno il 65% di tutti i
moduli installati in Europa a partire dal 1990 e a
riciclare almeno l’85% di essi.
Il grafico successivo mette a confronto l’entità del
riciclo minimo assicurato dall’accordo PV CYCLE e
quello della direttiva WEEE, con riferimento a
tutte le tecnologie e tipologie di impianto.
100%
90%
Punti di raccolta
Censiti
Certificati
Germania
59
26
Italia
51
15
Francia
36
22
Spagna
10
5
Belgio
9
5
UK
5
2
Portogallo
5
1
Rep. Ceca, Olanda
2
0
Svizzera, Austria, Slovenia
1
0
Grecia
1
1
Totale
183
77
80%
70%
60%
50%
Raccolta VA
40%
Raccolta WEEE
30%
20%
10%
0%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Entità di riciclo (% della quantità generata)
L’accordo PV CYCLE prevede una quantità di
riciclo superiore e pertanto un’eventuale
inclusione del fotovoltaico nella direttiva WEEE
non cambierebbe comunque lo scenario.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
28



Analisi
del ciclo di vita
L’impatto ambientale del fotovoltaico e la
rilevanza specifica che in esso riveste la fase di
dismissione deve essere valutata sull’intero
ciclo di vita.
La Life Cycle Analysis è un modello di approccio
alle problematiche dell’uso sostenibile delle
risorse, che guarda alla gestione dei rifiuti come
la fase terminale di una risorsa.
Nel seguito vengono approfonditi gli elementi
fondamentali del bilancio ambientale dei
moduli fotovoltaici, con un focus particolare
sulla fase di dismissione e riciclo.

oppure integrato (che comporta costi differenti
in fase di installazione e dismissione).
Nel grafico seguente è rappresentato l’EPBT per
differenti tecnologie.
EPBT in years
2
1,5
Take back & recycle
Inverter
Mounting & cabling
1
Laminate
Cell
0,5
Ingot + wafer
Si feedstock
0
Mono
14,0%
Poli
13,2%
a-Si
6,6%
CdTe
10,9%
mm-Si
8,5%
CIGS
11,0%
Energy Payback Time (EPBT)
EPBT per differenti tecnologie (fonte: EPIA)
Come tutte le tecnologie di generazione, la
produzione del fotovoltaico richiede energia per
la sua produzione ed installazione e restituisce
energia durante la vita utile.
I valori sono compresi tra 0,8 e 1,8 anni.
Come tutte le energie rinnovabili, l’energia
prodotta durante la vita utile non richiede
apporti di fonti primarie.
Il calcolo è stato effettuato considerando un
irraggiamento pari a 1700 kWh/anno (Europa
del Sud), installazione su tetto e inclinazione
ottimale dei moduli.
L’EPBT rappresenta il numero di anni di servizio
di un sistema fotovoltaico al termine del quale
l’energia generata ha compensato l’energia
necessaria per produrre, installare, dismettere e
riciclare l’impianto.
L’intensità energetica dei moduli in silicio è
fortemente influenzata dalla produzione della
cella.
L’EPBT del fotovoltaico non ha un valore fisso,
ma dipende dal livello di radiazione solare (nelle
zone più soleggiate è necessario un tempo
inferiore per raggiungere la parità), dalla
tecnologia del modulo (che presenta differenti
livelli di efficienza e di intensità energetica in
fase di produzione) e dal tipo di sistema, a terra
Nel grafico seguente è rappresentato il peso
relativo delle diverse opzioni di riduzione per il
silicio poli-cristallino secondo uno studio del
Brookhaven National Laboratory.
Per migliorare l’EPBT è necessario agire sia sul
processo che sul prodotto.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
29
Il riciclo dei moduli è in grado di influire fino al
13% sul consumo totale di energia primaria, che
si attesta sui 3940 MJ/m2.
Bilancio del riciclo del silicio cristallino
Il bilancio ambientale del riciclo dei moduli in
silicio cristallino è stato analizzato nell’ambito di
del già citato studio5.
Sono stati confrontati tre scenari:
Other
9%
Frame
6%
Riciclo completo
Riduzione spessore
dei wafer
SG silicon
45%
Process
20%
EVA
3% Glass
4%
Produzione di Si ad
alta purezza in
reattori a letto
fluido
Processo
semplificato
SiC
13%
Incenerimento
Riciclo del Si
Opzioni per ridurre l’intensità energetica dei moduli
poli-cristallini (fonte: Ftenakis - BNL)
Un altro indicatore importante ai fini di valutare
l’impronta ambientale delle tecnologie di
generazione è rappresentato dalle emissioni di
CO2 nel ciclo di vita.
Nel grafico sono riportati i risultati di uno studio
relativo al ciclo di vita in Europa, riferito a livelli
di irraggiamento pari a 1700 kWh/m2/anno.
60
CO2 equiv.
[g/kWh] 50
separazione dei materiali
trattamento chimico delle celle
recupero alluminio, vetro e metalli
recupero del silicio
logistica di conferimento
separazione meccanica dei materiali
riciclo dell’alluminio
incenerimento di EVA e tedlar
smaltimento dei materiali residui
riciclo dell’alluminio
incenerimento in termovalorizzatori
smaltimento dei residui
logistica verso inceneritori
L’impatto ambientale è stato analizzato con
riferimento alle seguenti categorie di indicatori:
Abiotic depletion
Global warming
potential
Ozone layer
depletion
distruzione delle risorse in kg Sb eq.
effetto serra in kg CO2 eq.
distruzione dello strato di ozono in
kg CFC11 eq.
Human toxicity
tossicità per l’uomo in kg 1,4.DB eq.
Photochemical
oxidation
ozono a livello terreno in kg C2H4 eq.
Eutrophication
eutrofizzazione in kg di fosfato eq.
BOS
Telaio
40
Modulo senza telaio
Il grafico comparativo tra i tre scenari riporta
come valori negativi le riduzioni dell’impatto
ambientale.
30
20
10
0
Mono 14,0%
Poli 13,2%
Abiotic
depletion
CdTe 9%
Global warming Ozone layer
potential
depletion
Human toxicity
Photochemical
Eutrophication
oxidation
0%
-20%
-40%
Il silicio poli-cristallino ha un’intensità inferiore
a quello mono-cristallino mentre i valori più
bassi sono relativi ai moduli thin film.
-60%
-80%
-100%
-120%
-140%
Riciclo completo
Processo semplificato
Incenerimento
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
30
Si evidenzia che il riciclo dei materiali riduce
l’impatto ambientale e il fattore discriminante è
costituito dal riciclo dei semiconduttori e del
vetro, in quanto l’alluminio viene riciclato in
tutti e tre gli scenari.
Gli impatti sono stati calcolati per i moduli CIS,
CdTe e a-Si e successivamente mediati.
Indicatore
Nel grafico successivo viene approfondito il
bilancio relativo allo scenario Riciclo Completo,
che evidenzia i contributi del riciclo dei materiali
e del processo di separazione.
60%
40%
Riciclo
Incenerimento
Produzione
2,4
9,3
104,83
5,25E-7
6,0E-8
2,13E-5
Human toxicity
0,07
3,8
8,72
Photochemical
oxidation
7,25E-4
Eutrophication
6,5E-4
Global warming
potential
Ozone layer
depletion
0,05
3,0E-4
3,6E-2
20%
0%
-20%
-40%
-60%
-80%
-100%
Abiotic
depletion
Global warming
potential
discarica
separazione materiali
Ozone layer
depletion
riciclo rame
riciclo silicio
Human toxicity Photochemical Eutrophication
oxidation
riciclo vetro
trasporto
L’aspetto più evidente del confronto è che
riciclo e incenerimento producono impatti
significativamente minori della produzione dei
moduli.
riciclo alluminio
lavaggio celle
Il riciclo dei materiali, specie dell’alluminio e dei
semiconduttori, è il fattore che rende positivo il
bilancio ambientale a causa dell’elevata
intensità energetica dei processi di produzione
originari che il riciclo andrebbe a sostituire.
Bilancio del riciclo del thin film
Nel grafico successivo vengono invece messi a
confronto gli impatti di quattro processi di
dismissione analizzati nel progetto RESOLVED
relativi ai moduli CdTe:




riciclo con processo termico
riciclo con processo meccanico
incenerimento
conferimento in discarica.
120%
80%
l bilancio ambientale del riciclo dei moduli in
silicio cristallino è stato analizzato nell’ambito
dello stesso studio, che fa riferimento ai risultati
dei progetti SENSE e RESOLVED.
40%
0%
-40%
-80%
-120%
Nella tabella successiva vengono messi a
confronto gli impatti di tre processi analizzati
nel progetto SENSE:
 riciclo
 incenerimento
 produzione.
Global warming
potential
Riciclo termico
Ozone layer
depletion
Human toxicity Photochemical Eutrophication Non renewable
oxidation
energy
Riciclo meccanico
Incenerimento
Discarica
L’aspetto più evidente è che il riciclo tramite
processo meccanico ha un impatto molto
inferiore di quello termico e consente di
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
31
migliorare il bilancio rispetto all’incenerimento
in rapporto a tutti gli indicatori considerati.
Peraltro riciclare i moduli CIG e CdTe consente
di reintegrare nella filiera produttiva materiali
intrinsecamente scarsi e pregiati come indio,
tellurio e selenio.
In sintesi l’analisi LCA evidenzia che il riciclo può
dare significativi benefici in termini di impatto
ambientale, a patto che per i moduli thin film
vengano utilizzati processi non termici e che i
benefici del vetro siano inclusi.
Qualunque altro processo (utilizzo come inerte
da costruzione, sotterramento, incenerimento
oppure smaltimento in discarica) porterebbe ad
una loro perdita irreversibile.
Nella LCA esaminata non vengono considerati
gli effetti di consumo del materiale primario
(resource depletion) in quanto estremamente
difficili da quantificare.
Image: Salvatore Vuono / FreeDigitalPhotos.net
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
32



Fattibilità
e processi
allo stato dell’arte

Riciclabilità dei moduli
Processi di riciclo dei moduli in silicio
Per quanto riguarda i moduli in silicio cristallino
il materiale più pregiato da riciclare è il silicio
stesso, per il quale i processi attuali sono già in
grado di assicurare la purezza necessaria per un
riutilizzo all’interno della stessa filiera.
I principali processi sviluppati a partire dagli
anni ’90 sono elencati nella seguente tabella
(Ökopol et al., 2007).
Pertanto scarti di produzione e celle riciclate
sono già diventate una fonte di materia prima.
Anche altri materiali componenti dei moduli, in
primis alluminio e vetro, possono essere riciclati
e trovare ri-utilizzi applicativi in nuovi processi.
Per quanto riguarda i moduli thin film i
materiali più pregiati sono i semiconduttori, in
particolare indio, tellurio e selenio.
Anche i materiali componenti del substrato,
specialmente vetro e/o policarbonato possono
essere utilmente riciclati.
I moduli thin film in silicio amorfo sono quelli
per i quali la tecnologia del riciclo è più indietro,
presumibilmente a causa del minore interesse
economico verso i materiali ricavabili.
Va considerato che in tali moduli lo spessore del
silicio è estremamente sottile, circa 1 grammo
per metro quadro di modulo.
Allo stato dell’arte i processi applicati a livello
industriale sono ancora molto limitati sia per il
silicio che per il thin film.
Uno solo di essi, il processo Deutsche Solar, è
operativo a livello commerciale.
Gli altri sono tutti a livello sperimentale ed i
tempi per la loro industrializzazione non sono al
momento valutabili con certezza.
Operatore
Processo
Separazione termica, processo
chimico
Decomposizione termica in gas
First Solar, BNL
inerte
Riciclo celle, accumulo,
Isofoton
frantumazione
AIST, Sharp,
Riciclo wafer con acidi minerali,
Asahi
CellSEPA-process
BP Solar
Riciclo wafer con acidi minerali /
Seghers, Soltech in letti fluidi
Pilkington Solar
Thermal separation
International
Siemens, Shell, Produzione di ferrosilicio, jet
Showa
acqua ad alta pressione
Frantumazione moduli,
separazione meccanica,
Altri
trattamento acido, fusione,
incenerimento, materiale inerte
da costruzione
Rimozione telai e cavi,
Smaltitore
smaltimento, incenerimento
Deutsche Solar
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
Stato
IND
LAB
LAB
LAB
LAB
LAB
LAB
LAB
IND
33
Processo Deutsche Solar
Processo First Solar
Il processo sviluppato dal produttore tedesco
Deutsche Solar prevede le seguenti fasi:
Il processo prevede un riscaldamento lento dei
moduli per rompere i legami di laminazione e
rimuovere manualmente il film posteriore.
Successivamente lo strato di EVA viene
pirolizzato in atmosfera inerte a 500 °C.
Moduli
Trattamento
termico
Separazione
delle cornici
Trattamento
fisico
Cornici di Al
Rame
Pertanto il processo non è stato utilizzato.
Accumulo di
celle rotte
Trattamento
chimico
Questa fase del processo si è rivelata critica
perché i limiti normativi vigenti in Germania
hanno impedito di ottenere costi industriali
accettabili.
Accumulo di
vetro
Processo Pilkington Solar International
Silicio
Frantumi di
vetro
Il trattamento termico viene effettuato a 600 °C
in uno speciale forno e serve a rompere i legami
di laminazione tra le celle e i substrati.
Le frazioni metalliche di maggiori dimensioni,
cornici e bandelle di rame, vengono separate
manualmente. A seguito di trattamento fisico
nella frazione residua rimangono solo vetro e
celle rotte.
Il trattamento chimico delle celle (etching) serve
a rimuovere i metalli, lo strato antiriflesso, i
dopanti n+ e p+ e la finitura superficiale. Questa
fase del processo è particolarmente esposta alla
differenziazione del semiconduttore processato
(celle intatte / rotte / danneggiate, di diversa
provenienza, età e spessore, etc.)
In termini di resa, Deutche Solar dichiara che il
semiconduttore viene riciclato al 73%, di cui
59% con grado di purezza sei-9 (99,9999%), il
restante 41% con grado di purezza quattro-9.
Il vetro viene riciclato al 94% con grado di
purezza cinque-9, idoneo a un suo riutilizzo per
produrre vetro float.
Il processo prevede una separazione per
trattamento termico ed è stato sviluppato
inizialmente con l’idea di utilizzare impianti
esistenti per il riciclo del vetro laminato.
Le sperimentazioni non hanno raggiunto un
grado sufficiente di separazione tra i materiali
vetro, semiconduttore e plastica.
Successivi sviluppi condotti dal centro di ricerca
olandese ECN, basati su incenerimento a bassa
temperatura non hanno risolto i problemi di
purificazione dei gas esausti.
Il processo non risulta ad oggi utilizzato.
Processo Soltech-Seghers
Il processo è stato sviluppato in un progetto di
ricerca finanziato dalla Comunità Europea ed è
simile a quello First Solar con pirolisi in
atmosfera satura di azoto.
La principale difficoltà resa nota è stata la
separazione delle polveri estremamente fini nel
sistema a letto fluido.
Il processo non risulta ad oggi utilizzato.
In generale il 95,7% del modulo viene riciclato.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
34
Processo BP Solar
Processi di riciclo dei moduli thin film
È stato presentato nel 1994 e prevede la
decomposizione dei moduli attraverso l’azione
di acidi minerali che lasciano intatti i wafer.
I principali processi sviluppati a partire dagli
anni ’90 sono elencati nella seguente tabella
(Ökopol et al, 2007).
È applicabile solo ad alcuni tipi di materiale
plastico e di formulazioni e non risulta ad oggi
utilizzato.
Uno solo di essi, il processo First Solar, è
operativo a livello commerciale.
Gli altri sono tutti a livello sperimentale ed i
tempi per la loro industrializzazione non sono al
momento valutabili con certezza.
Processo CELLSEPA®
È un processo che utilizza limonene (CELLSEPA®)
per rompere i legami di laminazione e separare
le celle da vetro ed EVA.
Risulta inadatto a recuperare celle intere e
caratterizzato da tempi piuttosto lunghi.
È stato offerto in licenza a diversi produttori di
moduli.
Operatore
First Solar /
CdTe
Solar Cells /
CdTe
Antec Solar /
CdTe
Showa Shell /
CIGS
Interphases
Research / CIGS
Drinkard
Metalox
University
Utrecht / a-Si
Fed. Inst. for
Material Res.
ZSW, Gaiker,
FhG
Brookhaven
Nat’l Lab
Electrotech. Lab
Tsukuba Ibaraki
Toa Kagaku
Kogyo, AIST
Processo
Stato
Trattamento moduli,separazione
del vetro, concentrazione Cd e
IND
Te in pani e successivo recupero
Sminuzzamento, soluzione
PILOT
chimica e separazione
Sminuzzamento, trattamento
BREV
termico, lavaggio con cloro
Separazione termo-meccanica,
lavaggio acido, sfregamento CIGS LAB
trattamento delle soluzioni
Riciclo elettrochimico
Recupero metalli per elettrolisi
(CIGS e CdTe)
LAB
PILOT
Recupero del substrato
LAB
Trattamento meccanico
LAB
Trattamento termico e idrometallurgico
LAB
Recupero di moduli di Cd e Te
LAB
Soluzione EVA con
tricloroetilene, recupero wafer
LAB
Separazione EVA con limonene
LAB
Processo First Solar
Image: Idea go / FreeDigitalPhotos.net
Il produttore americano di moduli First Solar ha
sviluppato il processo di riciclo su scala
industriale a partire dal 1998 prima in USA e poi
in Germania (Frankfurt/Oder).
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
35
Ad oggi propone commercialmente un servizio
di raccolta e riciclo dei propri moduli a fine vita.
Chi possiede un impianto First Solar a fine vita
può richiedere la sua dismissione all’azienda
stessa oppure a un operatore convenzionato e
certificato in possesso degli stessi standard.
La dismissione degli impianti e il recupero dei
moduli sono interamente a carico di First Solar,
che finanzia le operazioni attraverso un fondo
appositamente costituito.
Al termine vetro e liquidi vengono separati per
centrifugazione e flottazione e i frammenti di
vetro e di EVA vengono convogliati da un
trascinatore a coclea.
La separazione dei frammenti di vetro (più
piccoli) da quelli di EVA viene effettuata tramite
un setaccio vibrante.
I frammenti di vetro vengono successivamente
risciacquati per eliminare ogni residuo di
semiconduttori e poi confezionati per il riciclo.
Circa il 90% del vetro iniziale viene riciclato.
Il processo First Solar prevede le seguenti fasi:
La frazione liquida viene invece pompata in
un’unità in cui i metalli presenti vengono
precipitati in tre stadi a livelli crescenti di pH
usando idrossido di sodio.
Moduli
Frantumazione
Lavaggio
acido
Macinatura
Separazione
liquido-solido
Setacciatura a
vibrazione
Precipitazione
Risciacquo
Disidratazione
Frantumi di
vetro
Pani di
semiconduttore
I metalli precipitati vengono successivamente
disidratati e pressati per formare pani (filter
cake) di materiale semiconduttore che vengono
conferiti per il riciclo.
Circa il 95% del semiconduttore iniziale (Cd e
Te) viene riciclato per la produzione di nuovi
moduli attraverso il processo 5N PV.
Processo 5N PV
I moduli vengono dapprima frantumati con un
processo che prevede due stadi: il primo riduce
i moduli in grossi pezzi, la macinatura li riduce in
pezzi di grandezza inferiore a 5 mm e produce la
rottura dei legami di laminazione.
Dato che i moduli vengono macinati, il processo
può trattare indifferentemente moduli intatti
oppure rotti oppure scarti di produzione.
La fase successiva è la rimozione del film
semiconduttore attraverso un processo lento di
lavaggio acido (lisciviazione) per azione di acido
solforico e acqua ossigenata. Il processo avviene
in un tamburo rotante di acciaio e dura 4-6 ore.
Tellurio e cadmio vengono recuperati attraverso
un processo umido che prevede le seguenti fasi:
lavaggio acido, resine a scambio ionico,
filtrazione,ossidazione, riduzione, precipitazione
dei metalli e/o delle impurità e separazione
elettrolitica dei metalli pregiati.
Pani di
semiconduttore
Lavaggio
acido
Fase liquida
ricca di Cd
Purificazione
Fase liquida
ricca di Te
Purificazione
Recupero Cd
Residuo
Lavaggio
acido
Recupero Te
Residuo
(CdTe)
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
36
Al termine del processo Te e Cd vengono
prodotti sotto forma di laminati che,
opportunamente raffinati, vengono riutilizzati
per la produzione di nuovi moduli thin film.
La raffinazione viene spinta fino a raggiungere
livelli di purezza sei-9 (99,9999%) e viene
effettuata tramite distillazione sotto vuoto
oppure tramite fusione e atomizzazione.
Frammenti di
moduli
H2SO, H2O2
Sospensione
Lavaggio acido
Eluito
Scambio ionico
(resina A)
Filtrazione
Purificazione
Recupero vetro
Recupero Cu
Soluzione
residua
Riciclo
Precipitazione Recupero Te
selettiva
Eluito
Scambio ionico
(resina B)
Soluzione
residua
Soluzione
esausta
H2SO4
Cd laminato
Elettrolisi
CdSO4
Progetto EU-RESOLVED
Nell’ambito del progetto RESOLVED, finanziato
dalla Commissione Europea, è stato studiato un
processo alternativo di tipo meccanico,
denominato attrition, che usa lo sfregamento
tra le superfici dei vari frammenti per separare il
semiconduttore dal substrato di vari tipi di
moduli, CIS e CdTe.
Processo BNL per riciclo moduli CdTe
Frammenti di
moduli
H2SO, H2O2
Lavaggio acido
Sospensione
Filtrazione
Recupero vetro
H2SO4
Riciclo
Eluito
Scambio ionico Scambio ionico
(resina A)
(resina A)
Soluzione
residua
Progetto EU-SENSE
Nell’ambito del progetto SENSE sono stati
studiati differenti processi per moduli thin film.
I processi puramente meccanici non si sono
dimostrati in grado di separare completamente
i semiconduttori dal substrato di vetro.
Il processo a getto d’acqua è risultato troppo
costoso e inadatto a grandi moduli.
I processi termici sono risultati in grado di
separare completamente i semiconduttori per
temperature comprese tra 450 e 500 °C.
Processi Brookhaven National Laboratory
Nei grafici seguenti sono rappresentati due
processi di riciclo sviluppati dal Brookhaven
National Laboratory per moduli CdTe e CIGS
rispettivamente.
Soluzione
esausta
H2SO4
Purificazione
Elettrolisi
In2(SO4)3
Recupero Se
In laminato
Processo BNL per riciclo moduli CIS
Riciclo delle cornici in alluminio
Le cornici dei moduli sono costituite da leghe di
alluminio (leghe da trasformazione plastica).
Grazie alle loro caratteristiche possono essere
riciclate e riutilizzate all’interno della stessa
filiera produttiva fotovoltaica.
Alla dismissione dell’impianto possono infatti
essere recuperate sotto forma di rottame e
riciclate come alluminio secondario presso gli
stessi produttori del componente estruso
originale.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
37
Bauxite
Per ogni tonnellata di rottame di vetro rifuso si
risparmiano circa 1,2 tonnellate di materie
prime e circa 100 kg di combustibile.
Calore
Processo
Bayer
Allumina
Processo
Hall-Heroult
Energia elettrica
Alluminio primario
Fonderia
alligazione
Getti
Impiego
Alluminio secondario
Rifusione
Colata continua
/ discontinua
Vergella, placche,
coil, billette
Rottami
Lavorazioni
plastiche
Semilavorati
plastici
Prodotto finito
Recupero a
fine vita
Ciclo dell’alluminio primario e secondario
Tale modello di riciclo non richiede modifiche
dei processi esistenti, in quanto i produttori di
componenti estrusi già utilizzano alluminio
secondario proveniente da scarti di processo
oppure da rottami a fine vita provenienti da
diversi settori applicativi.
L’alluminio di rifusione è infatti molto più
economico da produrre del metallo elettrolitico
(richiede solo 1/20 dell’energia necessaria per
quello primario).
Il termine secondario inoltre serve solo a
connotare l’origine del materiale e non la sua
qualità: in realtà il metallo grezzo di rifusione è
composto da leghe idonee alla produzione di
semilavorati di alto livello qualitativo.
Riciclo del vetro
Per ogni 10% di rottame di vetro inserito nei
forni fusori si risparmia circa il 2,5% dell'energia
di processo, in quanto si abbassa il punto di
fusione e quindi l’energia necessaria a fondere
la miscela rispetto alla condizione in cui si
impiega solo silice, soda e calcare.
Grazie a tali vantaggi oggi si registrano
percentuali di utilizzo del rottame come materia
prima che raggiungono l’80% (20% di risparmio
sui consumi).
Un altro beneficio indotto dal riciclo è la
riduzione degli inquinanti presenti nei fumi del
forno di fusione.
In Italia il riciclo del vetro è molto organizzato e
diffuso, avendo raggiunto la quota del 66% che
costituisce il record in Europa. L’industria
vetraria riutilizza oltre un milione di tonnellate
annue di rottame di vetro proveniente dalla
raccolta differenziata dei rifiuti solidi urbani
(rottame ecologico).
I rottami di vetro trovano anche impiego come
materiale inerte da costruzione oppure come
materiale isolante.
Fattibilità economica
Un’analisi puntuale della fattibilità economica
del riciclo a fine vita deve essere condotta
mercato per mercato, con riferimento alle
condizioni economiche e logistiche vigenti.
Il vetro anteriore dei moduli oppure il substrato
dei moduli thin film può essere completamente
riciclato per la produzione di nuovo vetro.
Per quanto riguarda i costi, le voci legate alla
logistica di recupero e condizionamento dei
rottami sono quelle che presentano la maggiore
variabilità da mercato a mercato.
Il riutilizzo consente di risparmiare materie
prime, principalmente sabbia silicea, soda e
carbonato di calcio e di ridurre in modo
significativo i consumi di energia.
I costi di riciclo dipendono essenzialmente dalla
tipologia di modulo e dalla tecnologia di
processo utilizzata.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
38
Per quanto riguarda il valore dei materiali
riciclati, esso dipende dalle dinamiche di
mercato delle materie prime e dei materiali di
recupero (semiconduttori, vetro, alluminio
secondario). A tale proposito un recente studio6
può fornire alcune indicazioni esemplificative.
Lo studio fa riferimento al mercato americano e
analizza le tre tipologie di moduli più diffuse,
CIGS, CdTe e silicio mono e poli-cristallino.
Nella tabella seguente sono riportati i valori di
semiconduttori e vetro per i tre tipi di moduli
analizzati (valori riferiti a 1m2 di modulo).
CIGS
CdTe
c-Si
Ga
In
Cd
Te
Si
SC mass [g]
6,54
10,77
9,07
9,53
466
% recycling
80%
80%
99%
96%
60%
SC recycled [g]
5,23
8,62
8,98
9,15
279,6
Price [$/g]
3,00
3,00
0,026
0,22
0,027
Value [$]
15,70
25,85
0,23
2,02
7,54
Glass mass [g]
17,68
16,64
16,64
Price [$/g]
3,72E-6
3,72E-6
3,72E-6
Value [$]
0,07
0,06
0,06
Total value [$]
41,62
2,31
7,54
Da questa analisi risulta che i moduli che a fine
vita possiedono maggior valore sono quelli
CIGS, seguiti da quelli in silicio.
6
Tali valori vanno confrontati coi costi necessari
a realizzare i processi di recupero e riciclo.
Secondo gli autori il valore dei materiali eccede i
costi solamente per i moduli CIGS ($ 20,24 di
costo per metro quadro), mentre per i moduli
CdTe e c-Si la differenza è in passivo ($ 9,00 e $
32,11 rispettivamente).
La conclusione dello studio è che alle condizioni
attualmente vigenti in USA non vi sono ragioni
economiche che sostengano il riciclo dei
materiali a fine vita.
L’introduzione di eventuali penali legate al loro
conferimento in discarica potrebbe spostare gli
equilibri di tale bilancio. Tale possibilità non è
peraltro all’orizzonte perché potrebbe causare
alterazioni del mercato.
Eventuali penali finalizzate ad internalizzare una
parte dei costi esterni del fotovoltaico
rappresenterebbero un onere che andrebbe
esteso anche ad altre tecnologie di generazione,
per non creare una situazione di svantaggio
competitivo a danno di una tecnologia che
presenta i costi esterni più bassi tra tutte.
In assenza di tali drivers, riciclare i moduli
rimane secondo gli autori una pratica volontaria
motivata da ragioni di responsabilità sociale,
tranne che per i moduli CIGS.
A conclusioni completamente diverse arriva lo
studio già citato5, riferito al mercato europeo,
che analizza i seguenti tre scenari:
Il fattore determinante in tale graduatoria è il
valore del semiconduttore, stimato pari a $ 25,8
per l’indio (per metro quadro di modulo), a $
15,75 per il gallio e a $ 7,54 per il silicio.
BAU
Il valore del vetro risulta trascurabile rispetto a
quello del semiconduttore.
WEEE
McDonald M.C., Pearce J.M. “Producer responsibility
and recycling solar photovoltaic modules”, Energy
Policy 38, 2010
VA
dismissione a fine vita a carico degli end user
nessuna prescrizione su soglie minime di raccolta
recupero del solo alluminio
conferimento in discarica
FV incluso nella WEEE (soglie minime di raccolta)
dismissione a fine vita a carico dei produttori
raccolta e trattamento separato dagli altri rifiuti
quota di riciclo regolata (70-80%)
costi del riciclo ripartiti tra produttori e end user
dismissione a fine vita a carico dei produttori
quota di riciclo autoregolamentata (80%)
costi del riciclo in carico ai produttori
raccolta e riciclo affidati ad operatori specializzati
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
39
Lo studio si basa su uno scenario previsionale su
base europea dei moduli da riciclare (quantità,
mix tecnologie, efficienza dei processi, costi dei
processi e della logistica) e analizza costi e ricavi
derivanti dai tre scenari di sistema (BAU, WEEE
e VA) relativi alla gestione del fine vita.
I risultati sono sintetizzati nel grafico seguente:
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1.000.000
Sono necessarie inoltre specifiche molto precise
per il sistema di gestione dei moduli, la cui
responsabilità è in capo ai produttori anche se
anelli intermedi della catena del valore sono
rappresentati da operatori terzi.
Al fine di assicurare che la parte delegata dei
contratti di servizio sia definita uniformemente
e che sia assicurato un impegno da parte di tutti
i produttori coinvolti, è necessario che tali
contratti vengano definiti e gestiti da un ente
centrale di coordinamento.
500.000
€
0
Queste considerazioni si traducono nei seguenti
requisiti:
-500.000
-1.000.000
-1.500.000
-2.000.000
BAU - Costo totale user
-2.500.000
WEEE - Costo totale produttore
-3.000.000
WEEE - Costo totale user
-3.500.000
-4.000.000
VA - Costo totale produttore
VA - Costo totale user
-4.500.000
I costi legati all’adozione dell’accordo volontario
(scenario VA) sono inizialmente più elevati, ma
diminuiscono rapidamente al decrescere dei
costi di trasporto, trattamento e riciclo derivanti
da ottimizzazioni di processo, logistiche e da
effetti di scala.
Rispetto a quello WEEE lo scenario VA comporta
costi inferiori e consegue maggiori effetti.
Questo è in parte dovuto al fatto che esso
prevede il riciclo dei materiali di maggior valore
all’interno della medesima filiera produttiva,
situazione che nel medio termine può portare a
una maggiore valorizzazione.
Requisiti del sistema di riciclo
La condizione per cui il sistema dello scenario
VA è in grado di conseguire i risultati di impatto
previsti è che siano garantite sufficienti quantità
di moduli dismessi a fine vita, evitando che
partite significative di moduli siano indirizzate
verso profitti a breve termine (scenario BAU).
 certificazione dei fornitori di servizio, al fine
di assicurare la conformità a livelli minimi
garantiti di qualità
 capitolati standard vincolanti per le
operazioni di trattamento e riciclo, specifici
per ogni tecnologia di modulo e basati sul
concetto di best available tecnologies quali:
- separazione del vetro da moduli c-Si con
grado di purezza tale da poter essere
riutilizzato per produrre vetro float
- estrazione del vetro da moduli thin film
che possa essere riutilizzato per la
produzione di materiali isolanti
- separazione dei telai e riutilizzo come
alluminio secondario
- separazione dei cavi in rame e riutilizzo
in impianti di rifusione
- separazione del silicio da moduli c-Si e
riutilizzo attraverso la rifusione
- recupero dei semiconduttori.
 raccolta centralizzata dei dati, necessaria a
monitorare le quantità raccolte e riciclate.
Tutti gli operatori della dismissione devono
tracciare le quantità trattate e inviare i dati
ai produttori e all’agenzia centrale
 pesatura di tutte le partite in ingresso ed in
uscita ai processi di riciclo
 protezione dei moduli nel trasporto al fine
di prevenire danneggiamenti che possano
pregiudicare la resa dei successivi processi di
riciclo
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
40
 packaging standardizzati per le fasi di
trasporto e immagazzinamento dei moduli.
 registro dei produttori con segnalazione
delle quantità immesse sul mercato e, se
applicabile, anche di quelle dismesse.
 etichettatura chiara dei prodotti che includa
informazioni precise su come operare la
dismissione dei moduli.
Il programma del Task 12 si articola su cinque
anni (2007-2011) ed è guidato dall’EPIA in
collaborazione con il Brookhaven National
Laboratories di New-York (USA).
Il bilancio ecologico ed economico della raccolta
e riciclo a fine vita sarà influenzato in modo
rilevante dalla logistica, cioè dalle distanze che
devono essere coperte tra i punti di raccolta e
quelli di trattamento.
Questo fattore crea dei potenziali squilibri tra
regione e regione vista l’enorme differenza tra i
paesi dell’UE in termini di installato e di
presenza di operatori.
Laddove infatti vengano generate piccole
quantità di moduli oppure gli operatori siano
dispersi sul territorio, i benefici del riciclo
potrebbero essere erosi dalle distanze elevate.
IEA-PVPS
L’Agenzia Internazionale dell’Energia è attiva sul
tema del riciclo tramite il PhotoVoltaic Power
Systems programme (PVPS).
Il PVPS è un accordo di ricerca collaborativa
relativo a progetti di applicazione dell’energia
fotovoltaica. Opera a livello globale attraverso
una rete di team attivi negli stati membri.
PVPS Task 12 - PV Environmental Health & Safety
In particolare l’agenda del Subtask 1 “Recycling
of manufacturing waste and spent modules” è
finalizzata ai seguenti obiettivi:
 supportare lo sviluppo dell’infrastruttura di
raccolta attraverso lo studio di altre
infrastrutture esistenti (elettronica, LCD,..)
 promuovere l’interazione tra industrie e la
condivisione di informazioni e risorse per la
raccolta e il riciclo
 dimostrare la fattibilità tecnica e economica
ai policy-makers in materia ambientale (es.
WEEE e RoHS)
 identificare task comuni in cui le risorse
possano essere condivise (es. separazione
dell’EVA dai moduli.
L’attività si articola in 12 filoni di ricerca (Tasks),
ciascuno dedicato a un tema specifico.
Il Task 12 “Environmental Health and Safety
(EHS)” è dedicato a facilitare la creazione di una
visione condivisa dei problemi legati all’impatto
sulla salute e a diffondere conoscenza e buone
pratiche presso gli stakeholders e i decision
makers delle politiche energetiche e ambientali.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
41



Leggi
e documenti di
riferimento

Direttive Europee
Direttiva WEEE, Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 gennaio 2003, sui rifiuti di
n. 2002/96/CE
apparecchiature elettriche ed elettroniche (RAEE)
Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 gennaio 2003, sulla
Direttiva RoHS
restrizione dell'uso di determinate sostanze pericolose nelle apparecchiature
n. 2002/95/CE
elettriche ed elettroniche
Normative USA
P.L. 94-580
25100. 25257.1.
Resource Conservation and Recovery Act (RCRA)
California Hazardous Waste Control Law
Documenti di riferimento
[1] K. Sander et al. “Study on the development of a take back and recovery system for photovoltaic
products”, 2007
[2] M.J. de Wild-Scholten, E.A. Alsema “Environmental life cycle inventory of crystalline silicon
photovoltaic module production”, Materials Research Society Fall 2005 Meeting, Boston, 2005
[3] E. Bombach, A. Müller, K. Wambach, I. Röver “Recycling of solar cells and modules–recent
improvements
[4] V.M. Fthenakis, H.C. Kim “Quantifying the life-cycle environmental profile of photovoltaics and
comparisons with other electricity-generating technologies”, IEEE 4th World Conference on
Photovoltaic Conversion, Hawaii, May 8-12, 2006
[5] EPIA and Greenpeace “Solar Generation 6” Report, 2011
[6]
[7]
[8]
V.M. Fthenakis “Life cycle impact analysis of cadmium in CdTe PV production” Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 8 (2004) 303–334
V.M. Fthenakis “End-of-life management and recycling of PV modules” Energy Policy 28 (2000)
1051-1058
EPIA “Global Market Outlook for Photovoltaics until 2014”, 2010
[9]
IEA-PVPS “Methodology Guidelines on Life Cycle Assessment of Photovoltaic Electricity” Report
T12-01:2009
[10] A. Meijer, M.A.J. Huijbregts, J.J. Schermer, L. Reijnders “Life-cycle Assessment of Photovoltaic
Modules: Comparison of mc-Si, InGaP and InGaP/mc-Si Solar Modules” Progress In Photovoltaics:
Research and Applications, 2003; 11:275–287
[11] N. C. McDonald, J. M. Pearce “Producer Responsibility and Recycling Solar Photovoltaic Modules”
Energy Policy 38, pp. 7041-7047 (2010)
[12] PVPT-Photovoltaic Technology Platform “A Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
42
Energy Technology”, 2007
[13] EU-SENSE “Sustainability Evaluation of Solar Energy Systems. LCA Analysis”, 2008
[14] L. Frantzis, S. Graham, R. Katofsky, H. Sawyer “Photovoltaics Business Models” Subcontract Report
NREL/SR-581-42304, February 2008
[15] R. Frischknecht, W. Krewitt “Meeting the NEEDS of European environmental sustainability
assessment”
[16] D. Ton et al. “Solar Energy Grid Integration Systems - Energy Storage (SEGIS-ES)”, US-DOE/EERE
Program Concept Paper, May 2008
[17] “Toward a Just and Sustainable Solar Energy Industry” A Silicon Valley Toxics Coalition
White Paper, January 2009
[16] D. Beloin-Saint-Pierre et al. “Environmental Impact of PV systems: effects of energy sources used
in production of solar panels”, 24th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition,
September 2009, Hamburg, Germany
[18] M. Raugei et al. “Life Cycle Assessment of Present and Future Photovoltaic Systems” AIST
Symposium “Expectations and Advanced Technologies in Renewable Energy”, 2007, Chiba (Japan)
[19] E.A. Alsema, M.J. de Wild-Scholten “Environmental life cycle assessment of advanced silicon solar
cell technologies”, 19th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 7-11 June 2004, Paris
[20] V. Fthenakis, E.A. Alsema “Photovoltaics Energy Payback Times, Greenhouse Gas Emissions and
External Costs: 2004–early 2005 Status”, Progress in Photovoltaics: Research and Applications,
2006; 14:275–280
[21] M.J. de Wild-Scholten et al. “A cost and environmental impact comparison of Grid-connected
rooftop and ground-based PV systems”, 21st European Photovoltaic Solar Energy Conference,
Dresden, Germany, 4-8 September 2006
[22] V. Fthenakis “Recycling of CdTe photovoltaic modules: recovery of cadmium and tellurium”, 21st
European Photovoltaic Solar Energy Conference, Dresden, Germany, 4-8 September 2006
[23] Frischknecht R. “Life cycle based approaches for the assessment of innovative energy
technologies”, Conference on the External Costs of Energy Technologies, February, 2009, Brussels,
Belgium
[24] N. Jungbluth et al. “Life Cycle Assessment for Emerging Technologies: Case Studies for
Photovoltaic and Wind Power”, International Journal of LCA, 2004 Vol. 10 (1)
[25] L. Krueger “Overview of First Solar’s Module Collection and Recycling Program”, IEEEPVSC
Recycling Scoping Workshop, June 2009, Philadelphia, USA
[26] M. Raugei, S. Bargigli, S. Ulgiati “Energy and life cycle assessment of thin film CdTe photovoltaic
modules”
[27] K. Wambach “Recycling of PV Modules”, 1st International Conference on Module Recycling,
January 2010, Berlin, Germany.
[28] M. Suys “Recycling Valuable Metals from Thin Film Modules”, 1st International Conference on
Module Recycling, January 2010, Berlin, Germany
[29] M.J. de Wild Scholten “Life Cycle Assessment of Photovoltaics: from cradle to cradle” 1st
International Conference on Module Recycling, January 2010, Berlin, Germany.
[30] Environmental impacts of PV electricity generation - a critical comparison of energy supply options
[31] J.K. Choi, V. Fthenakis “Mathematical Modeling of PV Recycling Process”, 1st International
Conference on Module Recycling, January 2010, Berlin, Germany
[32] M. Held, R. Ilg “Update of environmental indicators and energy payback time of CdTe PV systems
in Europe”, Progress in Photovoltaics: Research and Applications, (2011)
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
43
• Fthenakis V.M., and Kim H.C, Land Use and Electricity Generation: A Life Cycle Analysis. Renewable and
Sustainable Energy Reviews, 13, 1465-1474, 2009.
• Fthenakis V.M., Wang W. and Kim H.C, Life Cycle Inventory Analysis in the Production of Metals used in
Photovoltaics. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13, 493-517, 2009.
• Fthenakis V. Mason J. and Zweibel K., The Technical, Geographical and Economic Feasibility for Solar
Energy to Supply the Energy Needs of the United States. Energy Policy, 37, 387-399, 2009.
• Fthenakis V.M., Kim H.C., Raugei M., Kroner J., Update of PV Energy Payback Times and Life-Cycle
Greenhouse Gas Emissions. Presented at 24th European Photovoltaic Solar Energy Conference and
Exhibition, September 2009, Hamburg, Germany.
• Fthenakis V., Enabling Large Growth of Photovoltaics. Presented at National Research Center
“Demokritos”, Summer Seminars, July, 2009, Athens, Greece.
• Fthenakis V., Sustainabilty of Thin-Film Photovoltaics. Presented at InterSolar Confence, July, 2009, San
Franciso, USA.
• Fthenakis V., Photovoltaics Recycling and Sustainability. Presented at IEEEPVSC Recycling Scoping
Workshop, June 2009, Philadelphia, USA.
• Fthenakis V.M., Photovoltaics Recycling and Sustainability. Presented at IEEEPVSC Recycling Scoping
Workshop, June 2009, Philadelphia, USA.
• Fthenakis V., Semiconductors and Photovoltaics, Parallel routes to Sustainability. Presented at the
Semiconductor Ennvironmental Safety and Health Association (SESHA) Annual Conference, May, 2009,
Scottsdale, USA.
• Held, M., Update on the environmental profile of CIS production. Presented at 25th European
Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, September 2010, Valencia, Spain.
• Jungbluth N, Frischknecht R, Tuchschmid M, Life cycle assessment of photovoltaics in the ecoinvent data
v2.0. Presented at 23rd European Photovoltaic Solar Energy Conference, September 2008, Valencia,
Spain.
• • Raugei M., Frankl P., Life Cycle Impacts and Costs of Photovoltaic Systems: current state of the art and
future outlooks. Energy, 34(3):392-399, 2009.
• Raugei M., Life Cycle Assessment of CdTe PV Decommissioning. Presented at 24th European
Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, September 2009, Hamburg, Germany.
GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI
44
Fly UP