Pannelli fotovoltaici Sassari

Un impianto fotovoltaico è un impianto elettrico costituito essenzialmente dall’assemblaggio di più moduli fotovoltaici che sfruttano l’energia solare incidente per produrre energia elettrica mediante effetto fotovoltaico, della necessaria componente elettrica (cavi) ed elettronica (inverter) ed eventualmente di sistemi meccanici-automatici ad inseguimento solare.

Classificazione e tipologia

Gli impianti fotovoltaici sono principalmente suddivisi in 2 grandi famiglie:

impianti “ad isola” (detti anche “stand-alone”): non sono connessi ad alcuna rete di distribuzione, per cui sfruttano direttamente sul posto l’energia elettrica prodotta e accumulata in un accumulatore di energia (batterie);
impianti “connessi in rete” (detti anche grid-connected): sono impianti connessi ad una rete elettrica di distribuzione esistente e gestita da terzi e spesso anche all’impianto elettrico privato da servire;

Un caso particolare di impianto ad isola, detto “ibrido”, resta connesso alla rete elettrica di distribuzione, ma utilizza principalmente le sue fonti, una sola, o può avere una combinazione, ad esempio, fotovoltaico, eolico, gruppo elettrogeno, anche con l’aiuto di un accumulatore. Qualora nessuna delle fonti sia disponibile o l’accumulatore sia scarico, un circuito collega l’impianto alla rete elettrica per la continuità della fornitura.Un impianto BIPV a facciata

Dal punto di vista strutturale, va menzionata la posa “architettonicamente integrata” (noto anche con l’acronimo BIPV, Building Integrated PhotoVoltaics, ovvero “sistemi fotovoltaici architettonicamente integrati”). L’integrazione architettonica si ottiene ponendo i moduli fotovoltaici dell’impianto all’interno del profilo stesso dell’edificio che lo accoglie. Le tecniche sono principalmente:

sostituzione locale del manto di copertura (es. tegole o coppi) con un rivestimento idoneo a cui si sovrappone il campo fotovoltaico, in modo che questo risulti affogato nel manto di copertura;
impiego di tecnologie idonee all’integrazione, come i film sottili;
impiego di moduli fotovoltaici strutturali, che svolgono anche la funzione di infisso, con o senza vetrocamera.

I costi per realizzare un impianto fotovoltaico integrato sono più alti rispetto a quello tradizionale, ma il risultato estetico è privilegiato dalla normativa del Conto energia, con il riconoscimento di una tariffa incentivante sensibilmente più elevata.

Impianti fotovoltaici ad isola (stand-alone)

Questa famiglia è al servizio di quelle utenze elettriche isolate da altre fonti energetiche, come la rete nazionale in C.A., che si riforniscono da un impianto fotovoltaico elettricamente isolato ed autosufficiente.

I principali componenti di un impianto fotovoltaico ad isola sono generalmente:

campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;
batteria di accumulo o accumulatore, costituita da una o più batterie ricaricabili opportunamente connesse (serie/parallelo) deputata/e a conservare la carica elettrica fornita dai moduli in presenza di sufficiente irraggiamento solare per permetterne un utilizzo differito da parte degli apparecchi elettrici utilizzatori. Con l’utilizzo di una centralina rear, si può triplicarne la durata in vita.
domotica gestionale: una centralina tipo rear può commutare automaticamente l’energia fra varie fonti rinnovabili (pannelli fv, eolici, generatori ecc ecc) passando da uno all’altra o a batterie di accumulo ed infine anche al fornitore.
regolatore di carica, deputato a stabilizzare l’energia raccolta e a gestirla all’interno del sistema in funzione di varie situazioni possibili;
inverter altrimenti detto convertitore C.C./C.A., deputato a convertire la tensione continua (DC) in uscita dal pannello (solitamente 12 o 24/48 volt) in una tensione alternata (AC) più alta (in genere 110 o 230 volt per impianti fino a qualche kW, a 400 volt per impianti con potenze oltre i 5 kW).

Il campo fotovoltaico in genere impiegato per gli impianti ad isola è ottimizzato per una specifica tensione di sistema, valutata in fase di progettazione. Le tensioni più utilizzate sono 12 o 24 V. Conseguentemente, dato che la maggior parte dei moduli fotovoltaici utilizzati in questa tipologia di impianti ha tensioni in uscita pari a 12 o 24 V, le cosiddette stringhe elettriche che formano il campo sono costituite da pochissimi moduli, fino al limite del singolo modulo per stringa. In quest’ultimo caso, in pratica, il campo fotovoltaico è costituito da semplici paralleli elettrici tra moduli, dotati di diodi di stringa per la protezione dalle cosiddette correnti inverse di cui tratteremo oltre.

L’accumulatore è in genere costituito da monoblocchi, o elementi singoli specificamente progettati per cariche e scariche profonde e cicliche. Negli impianti che devono garantire continuità di servizio anche alle più severe condizioni non sono, in genere impiegati accumulatori per uso automobilistico, che pur funzionando a dovere hanno bassa “vita utile” ossia tollerano un minor numero di cicli di carica e scarica rispetto ad accumulatori progettati e costruiti appositamente per questo tipo di impiego. Nel caso di installazioni degli accumulatori su palo o in altezza (per es. pubblica illuminazione o lampione fotovoltaico) non possono essere utilizzati accumulatori per uso automobilistico in quanto eventuali perdite di elettrolita (che è costituito da una soluzione altamente corrosiva) potrebbero causare danni a persone, animali e cose. In queste installazioni si utilizzano appositi accumulatori nel quale l’elettrolita liquido è sostituito da uno speciale gel.

Il regolatore di carica è un dispositivo elettronico che possiede le seguenti funzionalità minime:

sezionamento automatico del campo fotovoltaico (inteso come insieme di tutti i moduli) dalla batteria di accumulatori nel caso in cui la tensione erogata dai moduli sia inferiore a quella minima di ricarica degli accumulatori (cielo molto coperto, notte, guasti, interruzioni per manutenzioni ecc.); in questo caso infatti i moduli si comporterebbero come dei carichi resistivi scaricando gli accumulatori;
sezionamento automatico del campo fotovoltaico dagli accumulatori in caso di ricarica completa ed eventuale bypass della corrente prodotta dai moduli in modo da inviarla direttamente all’inverter nel caso ci sia richiesta di energia da parte degli apparecchi utilizzatori;
sezionamento automatico del campo fotovoltaico dagli accumulatori in caso di scarica totale di questi ultimi (batteria ormai esaurita) ed eventuale bypass della corrente prodotta dai moduli in modo da inviarla direttamente all’inverter nel caso ci sia richiesta di energia da parte degli apparecchi utilizzatori.

Impianti fotovoltaici connessi in rete (grid-connected)

Questa famiglia identifica quelle utenze elettriche già servite dalla rete nazionale in AC, ma che immettono in rete tutta o parte della produzione elettrica risultante dal loro impianto fotovoltaico, opportunamente convertita in corrente alternata e sincronizzata a quella della rete, contribuendo alla cosiddetta generazione distribuita.

I principali componenti di un impianto fotovoltaico connesso alla rete sono:

campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;
cavi di connessione, componente spesso sottovalutata, devono presentare un’adeguata resistenza ai raggi UV ed alle temperature.
quadro di campo, quadro in corrente continua costituito da eventuali diodi di blocco a protezione dalle possibili correnti inverse sulle stringhe, scaricatori per le sovratensioni e interruttori magnetotermici e/o fusibili per proteggere i cavi da eventuali sovraccarichi.
inverter, deputato a stabilizzare l’energia raccolta, a convertirla in corrente alternata e ad iniettarla in rete;
quadro di interfaccia, installato a valle dell’inverter ed equipaggiato di componenti necessari all’interfacciamento con la rete elettrica secondo le norme tecniche in vigore. (la norma di riferimento è la CEI 0-21 per la BT e la CEI 0-16 per la MT)

Caratteristiche tecniche

La potenza nominale di un impianto fotovoltaico si considera generalmente come la somma dei valori di potenza nominale di ciascun modulo fotovoltaico di cui è composto il suo campo, e si intende come il valore in Watt di picco, indicato con il simbolo: W_p e multipli (kW_p, MW_p, …). Una indicazione più puntuale della potenza utile è quella della potenza in alternata, ovvero dopo l’inverter (una indicazione della potenza netta, utile, dell’impianto), valore che si indica in W_CA (W_AC sulle pubblicazioni in lingua inglese) e multipli (kW_CA, MW_CA, …). In tale frangente, la potenza di picco, ovvero lorda, si indica con W_CC (W_DC sulle pubblicazioni in lingua inglese), per indicare che si tratta della potenza in corrente continua.

La superficie occupata da un impianto fotovoltaico è in genere poco maggiore rispetto a quella occupata dai soli moduli fotovoltaici, che richiedono, per la tecnologia silicio policristallino e silicio monocristallino, circa 8 m² / kW (per moduli di circa il 12-13% di efficienza esposti a Sud) ai quali vanno aggiunte eventuali superfici occupate dai coni d’ombra prodotte da ostacoli tipo (camini, antenne TV ecc.), se montati in modo complanare alle superficie, invece se montati in modo non complanare si deve tenere conto dell’ombra che gli stessi pannelli producono e quindi la superficie impiegata è di circa 20 m²/kW.

Negli impianti su terreno o tetto piano, è prassi comune distribuire geometricamente il campo su più file, opportunamente sollevate singolarmente verso il sole, in modo da massimizzare l’irraggiamento captato dai moduli. Queste file vengono stabilite per esigenze geometriche del sito di installazione e possono o meno corrispondere alle stringhe.

In entrambe le configurazioni di impianto, ad isola o connesso in rete, l’unico componente disposto in esterno è il campo fotovoltaico, mentre regolatore, inverter e batteria sono tipicamente disposti in locali tecnici predisposti (es. cabina).

L’energia prodotta è tanto maggiore quanto più l’impianto gode di un’esposizione favorevole all’irraggiamento solare, che è funzione dell’eliofania e massima con determinati angoli di inclinazione rispetto ad un piano orizzontale al suolo e per esposizioni il più possibile verso sud.

Per massimizzare la captazione dell’irraggiamento solare si progettano e si realizzano moduli fotovoltaici ad inseguimento solare che adattano cioè l’inclinazione del pannello ricevente all’inclinazione dei raggi solari durante il giorno e la stagione.

Infine, occorre tenere presente l’“Efficienza del B.O.S.” (Balance of System), che nella lingua inglese significa considerare tutte le parti in gioco ed indica l’efficienza di tutta la catena che compone il sistema fotovoltaico, escluso i moduli stessi. Per BOS si intende l’insieme dei dispositivi e della componentistica elettrica/elettronica dell’impianto fotovoltaico, che trasferiscono l’energia prodotta dai moduli alla rete elettrica. Un valore accettabile è generalmente valutato intorno all’85%. In termini di potenze, un W_CA equivale al prodotto dell’efficienza citata per un W_CC (grosso modo il W_p).

Potenze e Conto Energia

La regolamentazione nazionale suddivide gli impianti fotovoltaici in vari gruppi, per dimensione, modalità di utilizzo e di posa. Prima in 3 gruppi:

piccoli impianti: con potenza nominale inferiore a 20 kW;
medi impianti: con potenza nominale compresa tra 20 kW e 50 kW;
grandi impianti: con potenza nominale maggiore di 50 kW.

Questa classificazione è stata in parte dettata dalla stessa normativa italiana del Conto energia, tuttavia il 2° Conto Energia (febbraio 2007) definisce tre nuove tariffe incentivanti: da 1 a 3 kW, da 3 a 20 kW e oltre i 20 kW.Radiazione Solare Italia

Con l’entrata in vigore del 4° Conto Energia (maggio 2011) vi è stato un’ennesima modifica alla normativa: la tariffa corrispondente per il 2012 è divisa per fasce di potenza, impianti su edifici od altri impianti e per semestre, es. nel 2º semestre per impianti su edificio fino a 3 kW avremo una tariffa pari a 0,252 €/kWh di energia generato. Le fasce per gli impianti su edificio sono diventate: da 1 a 3 kW, da 3 a 20 kW, da 20 a 200 kW (limite Scambio Sul Posto), da 200 kW a 1MW (limite piccoli), da 1 a 5MW e oltre i 5MW.

L’STMG e il Testo unico della produzione elettrica definisco i criteri di allacciamento per impianti fotovoltaici superiori a 1 kWp fino ad impianti di grandi dimensioni.

Negli ultimi anni ci sono state numerose critiche negative sia da parte di istituti di ricerca privati sia pubblici sulla necessità di proseguire con il conto energia a causa degli alti costi finanziari rispetto alla bassa produzioni di potenza elettrica

Il 27 Agosto del 2012 entra in vigore il 5° Conto Energia, con un sistema incentivante completamente rivisto rispetto ai precedenti e che vede l’inserimento di un premio per l’energia autoconsumata ed un meccanismo di accesso a registri per gli impianti di potenza superiore a 12 kW o 50 kW se con rimozione amianto. Il 5° Conto Energia termina ufficialmente il 6 Luglio 2013 a seguito del raggiungimento del tetto limite di spesa di 6,7 miliardi di euro.

Dimensionamento

Nell’ambito della progettazione, il dimensionamento di un impianto domestico si fa usualmente tenendo in conto:

la potenza media desiderata o necessaria a coprire un certo fabbisogno (ad es. se si vuole solamente coprire parzialmente o totalmente i propri consumi elettrici (kWh/annuo) (sottodimensionamento o dimensionamento pari al fabbisogno) oppure disporre di un surplus aggiuntivo di energia da vendere con relativo guadagno (sovradimensionamento));
le condizioni di insolazione del luogo di installazione strettamente dipendenti dall’eliofania del posto a sua volta dipendente principalmente dalla latitudine, dall’esposizione, inclinazione e superficie disponibile, dalle condizioni medie di nuvolosità, dalle perdite (efficienza) dell’inverter.

Da tutti questi fattori si risale alla misura della superficie di pannelli fotovoltaici necessaria a soddisfare le specifiche di impianto in termini di produzione richiesta, pervenendo di conseguenza ad una primitiva stima complessiva del costo di impianto, cui andranno poi aggiunti i costi delle componenti elettriche ed elettroniche (cavi e inverter) e i costi di installazione.

In tutti i casi risulta necessaria una valutazione o studio di fattibilità economica che valuti la realizzabilità tecnica e la convenienza economica ovvero costi e ritorni dell’investimento in base all’energia elettrica annuale stimata prodotta e ai tempi inevitabili di dismissione dell’impianto (lifetime).

Portale autoconsumo GSE

Durante l’anno 2019, il GSE ha pubblicato il portale dell’autoconsumo che permette ad ogni cittadino di poter approfondire il tema, dimensionare il proprio impianto e valutare l’andamento dei flussi di cassa. Per utilizzarlo basta inserire le superfici disponibili, i consumi elettrici e l’indirizzo della propria abitazione.

Fattibilità su larga scala

La valutazione del costo/efficienza

Il principale ostacolo all’installazione di questo tipo di tecnologia è stato, per lungo tempo, l’alto costo degli impianti stessi, e di conseguenza dell’energia prodotta. Tali limiti sono stati fortemente ridotti negli ultimi anni dalla produzione in massa, conseguenza diretta dell’incentivazione offerta alla produzione di energia solare che ha portato ad un sostanziale abbattimento dei costi.

La ricerca sul silicio amorfo ha dato risultati inferiori alle aspettative, mentre risultati migliori sono stati ottenuti, in via sperimentale su diversi altri materiali (grafite, diseleniuro di indio e rame CiS, tellururo di cadmio, ecc.) che però pongono problemi sulla loro disponibilità in termini di materie prime su larga scala. Secondo altri studi (effettuati nel 2004), per coprire il consumo energetico elettrico italiano sarebbero necessari circa 1900 km² pari allo 0,63% del territorio italiano (supponendo un fattore di capacità del 17,1% e 8 m² per kWp). In tale calcolo non è considerata l’eventuale area potenzialmente utile costituita da superfici verticali con esposizione appropriata appartenenti a edifici. L’investimento sarebbe dell’ordine di €500 miliardi.

Molte speranze si possono riporre nel fotovoltaico, se integrato con gli altri sistemi di energia rinnovabile, (energia eolica, energia delle maree e energia da biomassa), per la sostituzione graduale delle energie a fonti fossili, le cui riserve sono limitate. Segnali di questo tipo provengono da diverse esperienze europee. In Germania in particolare, leader mondiale del settore, sono state avviate molte centrali elettriche fotovoltaiche utilizzando zone dismesse o tetti di grandi complessi industriali. Più discussa è viceversa l’installazione su aree agricole e collinari; in Italia è vietata dal 2012 l’installazione di impianti fotovoltaici sulle aree agricole. Nei paesi particolarmente soleggiati, tra cui l’Italia, per impianti a terra, in competizione al fotovoltaico è la tecnologia termoelettrica a concentrazione solare, in particolare nella versione con accumulo termico. Questa tecnologia, oltre ad utilizzare il Sole come fonte, risolve il problema della dispacciabilità, affrontato nel paragrafo seguente, che il fotovoltaico, attualmente, affronta con l’abbinamento a svariate soluzioni convenzionali: impianti idroelettrici a pompaggio e impianti turbogas.

La valutazione dell’intermittenza

Problema o limite intrinseco degli impianti fotovoltaici (e in genere anche delle altre tecnologie energetiche solari ed eoliche), è la sua aleatorietà e non programmabilità della produzione energetica, dovuta alla variabilità dell’irradiazione solare sia per la sua totale assenza notturna, sia in presenza di cielo nuvoloso, sia per le variazioni stagionali tra estate e inverno. Tali problematiche ne declassano in parte l’efficacia come fonte di approvvigionamento energetico ed allo stesso tempo rendono necessaria l’integrazione di tali impianti con altre forme di produzione o di accumulo energetico. Nonostante il consumo complessivo di energia elettrica registri dei minimi proprio di notte, riducendo il problema, anche nei momenti di minimo la domanda energetica rimane consistente (circa il 50% del massimo) ed inoltre il fotovoltaico manca il picco serale estivo, che può paragonarsi a quello diurno.

Queste problematiche sono risolte dalla rete elettrica potenziando la capacità di accumulo e di riserva, con nuovi impianti idroelettrici a pompaggio, stazioni di accumulo (tradizionalmente con accumulatori al piombo, ma oggi si aprono nuove tecnologie), la flessibilità dei gruppi turbogas, anche di una centrale a ciclo combinato che si trovi ad essere ferma. Per rete ridurre la necessità di questi onerosi investimenti, ed evitare sempre più il ricorso al termoelettrico, si pensa ad una rete elettrica “intelligente” (smart grid) che supporti una capacità di accumulo distribuita, in grado cioè di smaltire i flussi di energia intermittenti agli estremi della rete di distribuzione che genererebbero sovraccarichi o improvvisi cali di tensioni con ripercussioni sulla produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia stessa. Si precisa che la rete attuale è già automatizzata, con complessi sistemi informatici, essendo necessari tempi di reazione, su variazioni complesse, non affrontabili umanamente.

La valutazione dei materiali e problemi ambientali connessi

Una delle questioni che riguardano un possibile utilizzo su vasta scala dell’energia fotovoltaica è relativa alla produzione di grandi quantità di moduli fotovoltaici, che comporterebbe la necessità di reperire quantità rilevanti di materie prime rare e meno rare per effetto della bassa densità energetica della tecnologia fotovoltaica rispetto alle tecnologie che sfruttano le fonti energetiche fossili (per esempio se si considera la densità di potenza riferita all’unità di superficie, una centrale a turbine a gas che utilizza metano, ha una densità di potenza variabile fra i 5000 e i 15000 W/m² – la densità di potenza del fotovoltaico non va oltre i 15 W/m²), considerando la sua caratteristica intermittente, e il dover lavorare, in fase di fabbricazione, anche grossi quantitativi di sostanze tossiche.

Ad esempio, se si volesse produrre tutta l’energia elettrica di cui l’Italia necessita tramite l’energia fotovoltaica, per quanto riguarda le principali sostanze tossiche necessarie alla produzione di silicio di grado solare, si dovrebbero manipolarecirca 10,4 milioni di tonnellate di acido cloridrico, 186.000 tonnellate di tetraclorosilano più altre sostanze cancerogene tipo cadmio, germanio e arsenico – mentre per quanto riguarda l’utilizzo di alcuni materiali rari, come ad esempio l’argento, si avrebbe bisogno di circa 18.600 tonnellate di pasta d’argento e circa 130.000 tonnellate di pasta Ag/Al (5,59 kg/m² di HCl, 0,10 kg/m² di SiCl4, 0,01 kg/m² di pasta d’argento, 0,07 kg/m² di pasta Ag/Al); non vengono considerati in tale calcolo i materiali necessari alla costruzione degli inverter, all’adeguamento della rete elettrica (smart grid) a causa della produzione non programmabile e alla costruzione delle infrastrutture necessarie per lo stoccaggio dell’energia elettrica in eccesso non immediatamente consumata da utilizzare poi nei periodi di scarso soleggiamento (soprattutto nel periodo invernale e la notte) come ad esempio bacini idroelettrici di accumulo.Impianto fotovoltaico in una azienda agricola

Diffusione

Mondo

A fine 2012 sono presenti nel mondo impianti fotovoltaici per una potenza totale di 125 GWp.

Europa

Quando la Commissione europea pubblicò nel 2002 il rapporto “European Photovoltaics Projects: 1999-2002”, la capacità fotovoltaica installata nel continente era pari a circa 400 MWp, ma l’obiettivo del Libro Bianco europeo punta al raggiungimento di una capacità installata di almeno 3 GW entro il 2010, con un incremento annuo del 30% (1 GW alimenta istantaneamente circa 350.000 utenze domestiche).

Italia

Le stime del consumo elettrico italiano per il 2008 sono di 1,22 EJ. Nel 2008 in Italia sono stati prodotti circa 209 PJ da fonti rinnovabili, la maggior parte dei quali 150 PJ da fonte idroelettrica, in seconda battuta (21,5 PJ) da biomassa e rifiuti, da fonte geotermica (19,9 PJ), e da centrali eoliche (17,5 PJ). Per il fotovoltaico, al termine del 2010, risultava installata una potenza di picco pari a 3,470 GW, con una produzione di 6,84 PJ, valore quasi triplicato rispetto ai 2,14 PJ del 2009 Al 31 agosto 2012, secondo AtlaSole risultano operativi circa 14,94 GWp di cui oltre 2300 MWp in Puglia, in particolare a Minervino Murge . Nel 2011 il fotovoltaico ha prodotto 10,668 TWh pari al 3,2% del consumo totale di energia elettrica. Tra il 1º gennaio e il 31 agosto 2012 sono stati prodotti 13,713 TWh pari al 6,2% del consumo di quel periodo.

Gli impianti fotovoltaici più grandi al mondo

Alcuni esempi di grossi impianti fotovoltaici nel mondo sono:

Topaz Solar Farm a San Luis Obispo, California; 550 MW, In grado di produrre 1053,37 GWh nel 2014.
Desert Sunlight Solar Farm nel deserto del Mojave, California; 550 MW, inaugurato nel febbraio 2015, utilizza pannelli a film sottile in CdTe.
Valdecaballeros di Elecnor a Badajoz, Spagna; 108 MW.
Sarnia, nell’Ontario, Canada; 97 MW, che conta più di 420.000 moduli fotovoltaici.
Parco fotovoltaico di Montalto di Castro (Viterbo); 84,2 MW, con oltre 276.000 moduli installati.
Solarpark Finsterwalde I,II,III – Finsterwalde, Germania; 80,7 MW.
Parco fotovoltaico di Rovigo, nel comune di San Bellino; 70 MW.
Parco fotovoltaico Olmedilla de Alarcón, Spagna; 60 MWp.

Il più grande impianto su tetto è quello costruito sui tetti del Centro Ingrosso Sviluppo Campano (CIS) in Nola, Napoli, con una potenza di 25 MW di picco.
Il più grande impianto fotovoltaico architettonicamente integrato in funzione è quello sull’area Koris a Trissino (Vicenza), con 8420 moduli per un totale di 1.98 MWp. L’integrazione architettonica consiste nell’impiego dei moduli fotovoltaici come copertura degli edifici grazie ad una struttura in acciaio inox con brevetto europeo di progettazione italiana. L’impianto è in funzione dal 25 maggio 2011 e produce circa 2.3 GWh di energia con i risparmio 1200 ton di CO2 all’anno.
Il più grande impianto in facciata al mondo è quello costruito sulla sede del produttore di moduli fotovoltaici cinese Suntech Power, per un totale di 1 MWp su 6900 m². La stessa azienda detiene anche l’attuale record mondiale per capacità produttiva con 1 GWp/anno di moduli fotovoltaici prodotti e commercializzati
La giapponese Sharp deteneva il precedente primato fin dagli albori del fotovoltaico.

La Pergola solare a Barcellona

La Pergola Solar realizzata da un pool di aziende europee presso il Parc del Forum adiacente il porto di Barcellona, Spagna, raccoglie moduli fotovoltaici per un totale di 444 kWp su un’unica vela di 112 metri x 50 metri sospesa a mezz’aria (quasi un campo di calcio regolamentare).
La più grande centrale fotovoltaica pubblica d’Europa si trova nel comune di Paitone (Brescia) in Valle Sabbia, con una fornitura prevista media di 8,9 MW (quella di picco è molto maggiore: viene già considerato il fattore di carico).
La serra fotovoltaica più grande al mondo si trova nel comune di Villasor (Sud Sardegna). Su una superficie di 27 ettari, dotata di 84000 pannelli in un solo campo solare e 134 serre, produce 20 MW. La centrale verde è stata realizzata con un investimento di 70 M€ dall’azienda indiana Mbcel in collaborazione con l’americana General Electric.
Il parco solare Scornicești – Power Clouds nella cittadina di Scornicești in Romania è tra i pochi esempi al mondo di parco solare partecipato, ossia che rende disponibile la titolarità di porzioni dell’impianto esso a acquirenti privati.

Fonte: https://it.wikipedia.org/wiki/Impianto_fotovoltaico