guida al fine vita degli impianti fotovoltaici...del fotovoltaico estesa su tutto il ciclo di vita...

GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI

Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia

GUIDA AL FINE VITA DEGLI IMPIANTI FOTOVOLTAICI 2

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


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


Tecnologie fotovoltaiche

Le tecnologie di celle fotovoltaiche diffuse sul mercato appartengono alle seguenti tipologie:

Silicio cristallino

Mono-cristallino

Poli-cristallino

Nastro

Film sottile Silicio amorfo

Tellururo di cadmio

Diseleniuro/Disolfuro di rame-indio/gallio

Multi-giunzione

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.

Grazie alla minore quantità di materiale attivo utilizzato presentano in prospettiva potenzialità rilevanti di riduzione dei costi.

Silicio monocristallino

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 ri-cristallizzazione denominato Czochralsky.

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

Estrazione e Raffinatura

RiduzioneSiO2

Processo UCCmg-Si

Processo Czochralsky

Taglio

Riciclo Si poli-cristallino

eg-Silingotto

Wafering

Lavaggio, Essiccatura

Etching, Texturing

celle

scarti e sfridi


tipo -n e quindi la differenza di potenziale (p-n) tra le due facce.

Successivamente viene applicato uno strato superficiale antiriflesso che aumenta la capacità di cattura della luce solare e conferisce alle celle il tipico colore blu.

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.

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.

Le celle hanno forma quadrata, le dimensioni tipiche sono 156x156mm (6”) oppure 125x125 (5”) con uno spessore di 0,18÷0,2 mm.

Cella monocristallina

Realizzazione del modulo fotovoltaico

Il modulo viene realizzato assemblando i seguenti componenti:

Componenti di un modulo fotovoltaico

Il processo di realizzazione del modulo è schematizzato nel diagramma seguente:

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.

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.

contatto metallico cellacornice

1650

99

0

50

cornice

giunto laterale

vetro

resina

protezione posteriore

cella solare

Tabbingcelle

Flash test

Incorniciatura

J-Box

Laminazione

Layupstringhe

Saldatura stringhe

Bandelle Cu

Vetro

EVA

Bus Ribbon

EVA, Tedlar

Bi-adesivo

Silicone, J-Box

Cornice

Angolari

Celle

Rifilatura


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.

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

Spessore 35÷40 mm 35÷45 mm

Peso 19÷22 kg 15÷17 kg

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:

MODULO 54 celle (6”) 60 celle (6”)

Altezza 1470÷1500 mm 1640÷1680 mm

Lato 980÷990 mm 980÷1000 mm

Spessore 35÷38 mm 34÷50 mm

Peso 15,5÷20 kg 18,5÷23,5 kg


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.

La tabella seguente indica i record di efficienza raggiunti dai moduli commerciali più avanzati (Fonte: Greentech Media 2010).

Tecnologia Efficienza

commerciale

Mono-cristallino (contatto posteriore)

22%

HITTM

19,8%

Mono-cristallino (Pluto

TM)

19%

Mono-cristallino 18,5%

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.

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:

Composizione in peso di un modulo c-Si

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).

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

10% 12% 14% 16% 18% 20%

kg/kWp

Efficienza

Vetro74%

Telaio10%

EVA6%

Celle

4%

Tedlar4%

Scatola di giunzione

1% Adesivi1%


Thin-film

I moduli thin film sono realizzati depositando uno strato estremamente sottile di materiale foto-sensibile su un substrato di basso costo come vetro, acciaio inossidabile o plastica.

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.

Una volta depositato il materiale, il substrato viene tagliato con il laser in celle sottili.

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.

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.

Contrariamente al silicio cristallino, non esistono dimensioni standard dei moduli thin film.

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.

Esempio di modulo CIS (Sulfurcell)

Esempio di modulo amorfo (Sharp)


Il processo di produzione dei moduli thin film, rappresentato in figura, è comune a tutte le tecnologie.

Processo di produzione dei moduli thin film

L’applicazione del semiconduttore sul substrato viene effettuata attraverso elettrodeposizione oppure trasferimento in fase vapore.

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.

Sezione di un modulo CIS (Sulfurcell)

Il processo impiegato dal produttore Sulfurcell è illustrato nel diagramma seguente:

Processo di produzione Sulfurcell

Nella figura seguente è esemplificato lo schema di un modulo CdTe con substrato di vetro.

Sezione di un modulo CdTe (First Solar)

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 semi-

conduttori è inferiore a 3 m.

Produzione del substrato

Rivestimento conduttivo trasparente

Deposizione del semiconduttore

Collegamento contatti conduttori

Montaggio tra due strati di vetro

Vetro vetro posteriore

Mo contatto posteriore

CuInS2 strato assorbente

CdS strato finestra

ZnO

EVA incapsulante

Vetro vetro anteriore

Sputtering

MechanicalScribing

Sputtering

Annealing, Sulfurisation

Molibdeno

Rame

Indio

CIS

Vetro

MechanicalScribing

Wet chemicalprocessing

SputteringOssido di

Zinco

Laser Scribing

Laminating

DEPOSITIONMONOLITHIC

INTERCONNECTION ENCAPSULATION

Vetro vetro posteriore

EVA incapsulante

contatto posterioreCdTe strato assorbente

CdS strato finestraSnO2F TCO contatto anteriore

Vetro vetro anteriore


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).

Tecnologia 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%

Il “peso specifico” dei moduli thin film è compreso tipicamente tra 120 e 250 kg/kWp come indicato nel grafico seguente.

I valori inferiori sono relativi ai moduli con la maggiore efficienza.

Peso dei moduli thin film in funzione dell’efficienza

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.

Composizione in peso di un modulo CIGS

Composizione in peso di un modulo CdTe

0

50

100

150

200

250

300

350

4% 6% 8% 10% 12% 14%

kg/kWp

Efficienza

Substrato-vetro51%

Vetro anteriore33%

Telaio

12%

EVA3%

Cavi1%

Semiconduttore

0%

Substrato-vetro

48%

Semiconduttori0%

EVA

3%

Vetro anteriore48%

Scatola di giunzione

0,1%

Cavi1%


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).

Impianti integrati

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.

Gli impianti integrati spaziano da qualche decina a qualche centinaio di kW (20÷500 kW).

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.

I moduli fotovoltaici costituiscono la quota di gran lunga prevalente del BOS (77%), pari a circa 35.500 kg per 350 kW.

77%

2%

5%

6%

1%9%

Moduli

Inverter

Trasformatori

Cavi di campo

Quadri e combinatori

Fissaggi


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


strutture di supporto girevoli (per sistemi a inseguimento)

trasformatori

cavi elettrici



sistema di monitoraggio

impianto di terra (scaricatori)

cabina elettrica

ancoraggi di sostegno nel terreno.

Il grafico successivo esemplifica la percentuale in peso dei componenti del BOS di un impianto da 2 MW installato su 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


cavi elettrici



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.

52%

2%3%3%

2%

37%Moduli

Inverter

Trasformatori

Cavi di campo


Fissaggi 81%

2%

8%

1%8%

Moduli

Inverter

Cavi di campo


Fissaggi


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:

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.

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.

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


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%.

Evoluzione della capacità installata (fonte: EPIA)

Mercato mondiale del fotovoltaico nel 2009 (fonte: EPIA)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Cina

USA

Resto del Mondo

Giappone

Europa

53%

10%

6%

4%

3%1%

0,5%0,5%

1%

7%

7%

2%0,5%

2%

1% 1%

2%

Germania

Italia

Repubblica Ceca

Belgio

Francia

Spagna

Grecia

Portogallo

Resto EU

Giappone

USA

Cina

India

Corea Sud

Canada

Australia

Resto del Mondo


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.

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.

Share tecnologie fotovoltaiche (fonte: EPIA)

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:

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.

Il trend evolutivo dell’installato ha manifestato un’impennata a partire dai primi anni 2000.

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.

Nel 2008 i moduli dismessi in Europa hanno raggiunto 3.800t, un quantitativo ancora limitato.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1980 1990 2000 2010 2020

Tecnologie emergenti

CIGS

CdTe

a-Si

c-Si


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

2020 472 35.397

2030 1170 132.750

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

Capacità t 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

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.

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).

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1000

10000

100000

1000000

0,00001 0,001 0,1 10 1000 100000

World primary refinery production [g/cpita/yr]

Average abundance in continental crust [ppm]

Ru

Zn

PtTe

Au

In

Se

Ag

Cd

GeGa

Li

Co

Cu

Pb

Ni

V

Si

Al

Fe


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.

Disponibilità di Te e In (fonte: Ftenakis - BNL)

1 Ftenakis, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 2009

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.

Lo scenario most likely si differenzia da quello conservativo nella più rapida curva di evoluzione delle tecnologie, come indicato nella tabella seguente:

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 1,2m 1,2m

Most likely 1,5m 1m 1,1m

Rif. 2008 3,3m 1,6m 1,2m

Materiali pericolosi

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.

Di tali materiali il più importante in termini quantitativi è il cadmio.

Cadmio

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.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2001 2002 2003 2004 2005 2006

USD/kg

Prezzi medi delle materie prime Tellurio (99,95%) e Indio (99,97%)

Te

In

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2000 2020 2040 2060 2080 2100

Tellurium availability [t/yr]

Conservative scenario

Conservative scenario with recycling

Most likely scenario

Most likely scenario with recycling

0

200

400

600

800

1000

1200

2000 2020 2040 2060 2080 2100

Indium availability [t/yr]

Conservative scenario

Conservative scenario with recycling

Most likely scenario

Most likely scenario with recycling


È un sottoprodotto della produzione di zinco e quindi è disponibile in grandi quantità.

Il cadmio non utilizzato viene cementato e sotterrato per un utilizzo futuro oppure conferito in discarica come rifiuto pericoloso.

L’impiego nell’industria fotovoltaica costituisce quindi uno dei suoi possibili utilizzi in alternativa al trattamento come rifiuto.

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.

Dissoluzione in discarica

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.

Entrambi i protocolli prevedono prove su campioni di piccole dimensioni (<1 cm2 ) di frammenti di moduli.

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.

Attraverso il riciclo dei moduli tale rischio viene completamente risolto.

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.

Trend di riduzione dei consumi di materiali

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.

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.

Nel caso del silicio tale riduzione riguarda lo spessore dei wafer (figura seguente), nel caso dei thin film lo spessore dello strato.

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.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0

50

100

150

200

250

300

350

2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

g/Wpmm

Spessore del wafer

Q.tà di silicio


Nel caso di applicazioni in paesi ad irraggiamento solare particolarmente elevato l’EPBT può scendere fino a 6 mesi.

Il riciclo dei materiali ha un impatto ulteriore positivo sull’impronta ambientale, che è già particolarmente buona in rapporto ad altre tecnologie di generazione.

Impatto sulle emissioni di CO2

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.

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.

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.

Evoluzione delle emissioni di CO2 (Fonte: EPIA)

Il riciclo degli impianti a fine vita rappresenta un’opportunità per migliorare ulteriormente l’impatto della generazione fotovoltaica sulla sostenibilità del sistema energetico.

Situazione e rilevanza in Italia

La capacità installata in Italia ha superato 3,5 GW con un balzo straordinario di 2,3 GW nel corso del solo 2010.

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.

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.

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).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

20

40

60

80

100

120

140

2008 2009 2010 2015 2020 2030

MtCO2MtCO2Riduzione CO2

Riduzione CO2 cumulata

9.436 79.512

417.948

1.135.204

3.456.137

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

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.

Capacità installata per classe di potenza

Numero di impianti per classe di potenza

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.

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.

Mappa della capacità in esercizio (Febbraio 2011)

2 41

198

699

1736

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2006 2007 2008 2009 2010

178.306

688.870

761.275

1.343.427

758.150

Classe 1 da 1 a 3 kW




Classe 5 oltre 1000 kW

65.610

89.534

10.8332.051

235





Classe 5 oltre 1000 kW

> 500 MW

250-500 MW

100-250 MW

< 100 MW


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

I moduli contengono componenti elettronici e, di conseguenza, materiali pericolosi tipici quali piombo, cadmio, bromurati ritardanti di fiamma, cromo.

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.


Silicio cristallino

Se prodotti al di fuori dell’Europa i moduli in silicio cristallino possono contenere alcuni dei materiali precedentemente elencati.

Se i moduli sono prodotti in USA le percentuali rientrano comunque nei limiti regolamentati dall’EPA (Environmental Protection Agency).

Tellururo di cadmio (CdTe)

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.

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

su polmoni, fegato, sistema immunitario e sistema sanguigno.

Tecnologie emergenti

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.

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.

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.


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.

Nessuna delle due direttive riguarda in modo specifico il fotovoltaico, anche se l’inclusione nella WEEE è oggetto di approfondimenti.

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.

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.

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.

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

elettronici che utilizzano gli stessi materiali pericolosi.

Gestione integrata del fine vita

La prevenzione dei rifiuti è solo uno degli aspetti di una strategia integrata volta ad assicurare un uso sostenibile delle risorse.

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.

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.

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.

3 “Moving closer to a recycling society”, Stakeholders

meeting, January 2006


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

Tipo di applicazione

Su tetto Integrata su

facciata /tetto A terra

Residenziale < 10 kWp

Commerciale 10-100 kWp

Industriale 100-1000 kWp

Utility > 1 MWp


Queste differenziazioni sono frutto delle condizioni di mercato, ma anche delle politiche di incentivazione che remunerano in maniera differente le diverse tipologie di impianto.

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.

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.

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.

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

Fonti di moduli a fine vita

Stoccaggi intermedi

Impianti di riciclo

Produttori di moduli

Operatore del sistema

logistico

Ordine di raccolta

Trasporto

Trasporto

Trasporto

Rendicontazioneattività e costi


delle partite da trattare e alla fluttuazione dei prezzi di tutti i beni coinvolti, in particolare dei materiali da riciclare.

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).

I fattori da ottimizzare sono:

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 nord-orientale 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 Costo

operativo Costo totale

1 Impianto USD 586k USD 1.529k USD 2.115k

2 Impianti USD 1.126k USD 943k USD 2.069K

3 Impianti USD 1.079k USD 583K USD 1.662k

4 Choi J., Fthenakis V., “Mathematical Modeling for Cost

Optimization of PV Recycling Infrastructure”, 25th

EUPVSEC Valencia, Sept. 2010

Un altro aspetto da considerare è la numerosità dei players attivi sul mercato, che dovrebbero essere i futuri protagonisti del processo di riciclo.

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.

N° aziende nel 2009

75 208 239 988

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

Nel 2007 l’agenzia tedesca BSW per l’energia rinnovabile e l’EPIA hanno commissionato uno

Moduli Celle Lingotti

wafer Silicio


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.

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.

5 “Study on the development of a take back and recovery

system for photovoltaic products”, November 2007

Il modello della responsabilità estesa viene realizzato attraverso lo strumento di un accordo volontario o voluntary agreement (VA).

Accordo volontario

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.


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.

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.

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.

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:

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

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Raccolta VA

Raccolta WEEE


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.

Energy Payback Time (EPBT)

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.

Come tutte le energie rinnovabili, l’energia prodotta durante la vita utile non richiede apporti di fonti primarie.

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’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

oppure integrato (che comporta costi differenti in fase di installazione e dismissione).

Nel grafico seguente è rappresentato l’EPBT per differenti tecnologie.

EPBT per differenti tecnologie (fonte: EPIA)

I valori sono compresi tra 0,8 e 1,8 anni.

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’intensità energetica dei moduli in silicio è fortemente influenzata dalla produzione della cella.

Per migliorare l’EPBT è necessario agire sia sul processo che sul prodotto.

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.

0

0,5

1

1,5

2

Mono 14,0%

Poli 13,2%

a-Si 6,6%

CdTe 10,9%

mm-Si 8,5%

CIGS 11,0%

EPBT in years

Take back & recycle

Inverter

Mounting & cabling

Laminate

Cell

Ingot + wafer

Si feedstock


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.

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.

Il silicio poli-cristallino ha un’intensità inferiore a quello mono-cristallino mentre i valori più bassi sono relativi ai moduli thin film.

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:

Riciclo completo separazione dei materiali trattamento chimico delle celle recupero alluminio, vetro e metalli recupero del silicio logistica di conferimento

Processo semplificato

separazione meccanica dei materiali riciclo dell’alluminio incenerimento di EVA e tedlar smaltimento dei materiali residui

Incenerimento 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 distruzione delle risorse in kg Sb eq.

Global warming potential

effetto serra in kg CO2 eq.

Ozone layer depletion

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.

Il grafico comparativo tra i tre scenari riporta come valori negativi le riduzioni dell’impatto ambientale.

SG silicon45%

SiC13%

Glass4%

EVA3%

Process20%

Frame6%

Other9%

Riduzione spessore dei wafer

Produzione di Si ad alta purezza in

reattori a letto fluido

Riciclo del Si

0

10

20

30

40

50

60

Mono 14,0% Poli 13,2% CdTe 9%

CO2 equiv. [g/kWh]

BOS

Telaio

Modulo senza telaio

-140%

-120%

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

Abiotic depletion


Ozone layer depletion Human toxicity

Photochemical oxidation Eutrophication

Riciclo completo

Processo semplificato

Incenerimento


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.

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.

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

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.

Nella tabella successiva vengono messi a confronto gli impatti di tre processi analizzati nel progetto SENSE:

riciclo

incenerimento

produzione.

Gli impatti sono stati calcolati per i moduli CIS, CdTe e a-Si e successivamente mediati.

Indicatore 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 0,05

Eutrophication 6,5E-4 3,0E-4 3,6E-2

L’aspetto più evidente del confronto è che riciclo e incenerimento producono impatti significativamente minori della produzione dei moduli.

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.

L’aspetto più evidente è che il riciclo tramite processo meccanico ha un impatto molto inferiore di quello termico e consente di

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

Abiotic depletion



Human toxicity Photochemical oxidation

Eutrophication

discarica riciclo rame riciclo vetro riciclo alluminio

separazione materiali riciclo silicio trasporto lavaggio celle

-120%

-80%

-40%

0%

40%

80%

120%

Global warming

potential

Ozone layer

depletion

Human toxicity Photochemical

oxidation

Eutrophication Non renewable

energy

Riciclo termico Riciclo meccanico Incenerimento Discarica


migliorare il bilancio rispetto all’incenerimento in rapporto a tutti gli indicatori considerati.

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.

Nella LCA esaminata non vengono considerati gli effetti di consumo del materiale primario (resource depletion) in quanto estremamente difficili da quantificare.

Peraltro riciclare i moduli CIG e CdTe consente di reintegrare nella filiera produttiva materiali intrinsecamente scarsi e pregiati come indio, tellurio e selenio.

Qualunque altro processo (utilizzo come inerte da costruzione, sotterramento, incenerimento oppure smaltimento in discarica) porterebbe ad una loro perdita irreversibile.

Image: Salvatore Vuono / FreeDigitalPhotos.net


Fattibilità e processi allo stato dell’arte

Riciclabilità dei moduli

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.

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.

Processi di riciclo dei moduli in silicio

I principali processi sviluppati a partire dagli anni ’90 sono elencati nella seguente tabella (Ökopol et al., 2007).

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 Stato

Deutsche Solar Separazione termica, processo chimico

IND

First Solar, BNL Decomposizione termica in gas inerte

LAB

Isofoton Riciclo celle, accumulo, frantumazione

LAB

AIST, Sharp, Asahi

Riciclo wafer con acidi minerali, CellSEPA-process

LAB

BP Solar Seghers, Soltech

Riciclo wafer con acidi minerali / in letti fluidi

LAB

Pilkington Solar International

Thermal separation LAB

Siemens, Shell, Showa

Produzione di ferrosilicio, jet acqua ad alta pressione

LAB

Altri

Frantumazione moduli, separazione meccanica, trattamento acido, fusione, incenerimento, materiale inerte da costruzione

LAB

Smaltitore Rimozione telai e cavi, smaltimento, incenerimento

IND


Processo Deutsche Solar

Il processo sviluppato dal produttore tedesco Deutsche Solar prevede le seguenti fasi:

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.

In generale il 95,7% del modulo viene riciclato.

Processo First Solar

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.

Questa fase del processo si è rivelata critica perché i limiti normativi vigenti in Germania hanno impedito di ottenere costi industriali accettabili.

Pertanto il processo non è stato utilizzato.

Processo Pilkington Solar International

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.

Trattamento termico

Moduli

Separazione delle cornici

Accumulo di vetro

Trattamento fisico

SilicioFrantumi di

vetro

Cornici di Al

Rame

Accumulo di celle rotte

Trattamento chimico


Processo BP Solar

È stato presentato nel 1994 e prevede la decomposizione dei moduli attraverso l’azione di acidi minerali che lasciano intatti i wafer.

È applicabile solo ad alcuni tipi di materiale plastico e di formulazioni e non risulta ad oggi utilizzato.

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.

Image: Idea go / FreeDigitalPhotos.net

Processi di riciclo dei moduli thin film

I principali processi sviluppati a partire dagli anni ’90 sono elencati nella seguente tabella (Ökopol et al, 2007).

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.

Operatore Processo Stato

First Solar / CdTe

Trattamento moduli,separazione del vetro, concentrazione Cd e Te in pani e successivo recupero

IND

Solar Cells / CdTe

Sminuzzamento, soluzione chimica e separazione

PILOT

Antec Solar / CdTe

Sminuzzamento, trattamento termico, lavaggio con cloro

BREV

Showa Shell / CIGS

Separazione termo-meccanica, lavaggio acido, sfregamento CIGS trattamento delle soluzioni

LAB

Interphases Research / CIGS

Riciclo elettrochimico LAB

Drinkard Metalox

Recupero metalli per elettrolisi (CIGS e CdTe)

PILOT

University Utrecht / a-Si

Recupero del substrato LAB

Fed. Inst. for Material Res.

Trattamento meccanico LAB

ZSW, Gaiker, FhG

Trattamento termico e idro-metallurgico

LAB

Brookhaven Nat’l Lab

Recupero di moduli di Cd e Te LAB

Electrotech. Lab Tsukuba Ibaraki

Soluzione EVA con tricloroetilene, recupero wafer

LAB

Toa Kagaku Kogyo, AIST

Separazione EVA con limonene LAB

Processo First Solar

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).


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.

Il processo First Solar prevede le seguenti fasi:

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.

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.

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.

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

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.

Frantumazione

Precipitazione

Moduli

Disidratazione

Macinatura

Setacciatura a vibrazione

Lavaggio acido

Separazione liquido-solido

Pani di semiconduttore

Risciacquo

Frantumi di vetro

Lavaggio acido

Pani di semiconduttore

Purificazione

Lavaggio acido

Fase liquidaricca di Cd

Residuo

PurificazioneRecupero Te

Recupero Cd

Residuo (CdTe)

Fase liquidaricca di Te


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.

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.

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.

Processo BNL per riciclo moduli CdTe

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.

Scambio ionico (resina A)

Lavaggio acido

Purificazione

Scambio ionico (resina B)

Eluito

Soluzione residua

Precipitazione selettiva

Recupero Te

Recupero Cu

Soluzione esausta H2SO4

Elettrolisi CdSO4

Cd laminato

Riciclo

Eluito

Soluzione residua

Frammenti di moduli

FiltrazioneRecupero vetro

H2SO, H2O2

Sospensione


Purificazione

Eluito

Soluzione residua

Recupero SeSoluzione esausta H2SO4

Elettrolisi In2(SO4)3

In laminato

Riciclo

Lavaggio acido

Frammenti di moduli

FiltrazioneRecupero vetro

H2SO, H2O2

Sospensione


H2SO4


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

Il vetro anteriore dei moduli oppure il substrato dei moduli thin film può essere completamente riciclato per la produzione di nuovo vetro.

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.

Per ogni tonnellata di rottame di vetro rifuso si risparmiano circa 1,2 tonnellate di materie prime e circa 100 kg di combustibile.

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.

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.

I costi di riciclo dipendono essenzialmente dalla tipologia di modulo e dalla tecnologia di processo utilizzata.

Processo Hall-Heroult

Processo Bayer

Fonderia alligazione

Allumina

Getti

Semilavorati plastici

Alluminio primario

Colata continua / discontinua

Lavorazioni plastiche

Bauxite

Impiego

Prodotto finito

Calore

Energia elettrica

Vergella, placche, coil, billette

Recupero a fine vita

RifusioneAlluminio secondario

Rottami


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.

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.

Il valore del vetro risulta trascurabile rispetto a quello del semiconduttore.

6McDonald M.C., Pearce J.M. “Producer responsibility

and recycling solar photovoltaic modules”, Energy Policy 38, 2010

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:

BAU

dismissione a fine vita a carico degli end user nessuna prescrizione su soglie minime di raccolta recupero del solo alluminio conferimento in discarica

WEEE

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

VA

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


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:

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).

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.

Queste considerazioni si traducono nei seguenti requisiti:

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

-4.500.000

-4.000.000

-3.500.000

-3.000.000

-2.500.000

-2.000.000

-1.500.000

-1.000.000

-500.000

0

500.000

1.000.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

€

BAU - Costo totale user

WEEE - Costo totale produttore

WEEE - Costo totale user

VA - Costo totale produttore

VA - Costo totale user


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 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.

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.

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).

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.


Leggi e documenti di riferimento

Direttive Europee

Direttiva WEEE, n. 2002/96/CE

Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 gennaio 2003, sui rifiuti di apparecchiature elettriche ed elettroniche (RAEE)

Direttiva RoHS n. 2002/95/CE

Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 gennaio 2003, sulla restrizione dell'uso di determinate sostanze pericolose nelle apparecchiature elettriche ed elettroniche

Normative USA

P.L. 94-580 Resource Conservation and Recovery Act (RCRA)

25100. - 25257.1.

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] V.M. Fthenakis “Life cycle impact analysis of cadmium in CdTe PV production” Renewable and Sustainable Energy Reviews, 8 (2004) 303–334

[7] V.M. Fthenakis “End-of-life management and recycling of PV modules” Energy Policy 28 (2000) 1051-1058

[8] 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


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)


• 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...del fotovoltaico estesa su tutto il ciclo di vita...

Documents