È possibile che il fotovoltaico resti una soluzione interessante anche in assenza di incentivi governativi ? Secondo uno studio di fattibilità è possibile, dal momento che gli investimenti in impianti fotovoltaici comportano oggi costi molto più bassi rispetto allo scorso anno e offrono tempi di rientro inferiori di almeno due anni rispetto al passato. Insomma, pur in assenza di incentivi – come sembra confermato dagli ultimi fatti e da quanto contenuto nel Quinto Conto Energia – il fotovoltaico conviene.

Sia naturalmente perché permette la produzione di energia pulita sia perché i costi dell’investimento si ripagano. Lo si evince naturalmente non da sensazioni sul campo ma da una relazione economica, redatta da Aba Impianti, azienda italiana che opera nel campo delle energie rinnovabili ed eco-sostenibili, che dimostra come l’installazione di un impianto fotovoltaico continui a portare cospicui guadagni negli anni successivi, pur non usufruendo di aiuti da parte dello Stato. Gli incentivi previsti dal Quinto Conto Energia si stanno esaurendo rapidamente ma, anche in loro assenza, l’investimento nel fotovoltaico costa la metà rispetto agli anni scorsi e assicura tempi di rientro inferiori di almeno due anni rispetto al passato.

 

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Nel dettaglio, viene presa in esame l’installazione di un ipotetico impianto fotovoltaico da 99,6 kWp per un’azienda che consuma annualmente 300.000 kWh ed è localizzata nel nord Italia; una posizione geografica che garantisce un rendimento pari a 1.150 kWh/kWp. Il caso considera inoltre un consumo contemporaneo di energia prodotta pari al 75%, ovvero 86.330 kWh. L’impianto presenta un costo di realizzazione stimato di 124.998 euro e considera un finanziamento dell’80% dell’importo totale, con un tasso d’interesse annuo del 5% per 20 anni. A seguito di tali dati è possibile quantificare nel dettaglio il reale ritorno economico dell’impianto: il risparmio dei consumi contemporanei si aggirerebbe attorno ai 17.000 euro nei primi anni di analisi, in considerazione del prelevamento diretto dell’energia dal sistema fotovoltaico e dal sempre più elevato costo dell’energia stessa.

 

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Di assoluta importanza per il ritorno economico è anche il contributo in conto scambio, che comprenderebbe i 22.210 kWh immessi nella rete e successivamente rivenduti per un valore di circa 2.800 euro nei primi anni di attività. Si evince come, attraverso una rata annuale di circa 8.000 euro, il rientro economico dall’investimento sia previsto già tra il quarto e il quinto anno di attività, a fronte dei 7-8 anni solitamente necessari per impianti di questa tipologia fino allo scorso anno. Nella tabella qui sotto si vede con più chiarezza tale dato e si esaminano i risultati relativi ai primi 5 anni di osservazione. Analizzando il sistema nell’arco di tempo di 20 anni e contando l’usura dell’impianto e il continuo aumento dei costi dell’energia, si stima che il risparmio/autoconsumo raggiunga un valore di circa 38.000 euro, mentre il contributo in conto scambio sarebbe pari a circa 3.000 euro e il flusso di cassa cumulato a 262.708,76 euro. L’analisi esposta rappresenta il frutto di calcoli teorici, vincolati comunque al reale abbassamento del prezzo dei materiali utilizzati quali moduli, inverter e strutture. Il caso studio è stato creato, infatti, analizzando in modo approfondito le tendenze al riposizionamento degli ultimi anni e prevedendo potenziali costi futuri.

 

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Curiosità

Gli impianti fotovoltaici sono generalmente suddivisi in tre grandi famiglie:

  • impianti “ad isola” (detti anche “stand-alone”): non sono connessi ad alcuna rete di distribuzione, per cui sfruttano direttamente sul posto l’energia elettrica prodotta e accumulata in un accumulatore di energia (batterie);

  • impianti “grid-connect”: sono impianti connessi ad una rete elettrica di distribuzione esistente e gestita da terzi e spesso anche all’impianto elettrico privato da servire;

  • impianti “ibridi“: restano connessi alla rete elettrica di distribuzione, ma utilizzano principalmente l’energia solare, grazie all’accumulatore. Qualora l’accumulatore è scarico (ad esempio la notte) una centralina predisporrà l’acquisizione di energia, collegando l’immobile alla rete elettrica per la fornitura. (Attenzione: la centralina deve essere a norma CEI e deve costituire un gruppo di continuità UPS, altrimenti si violano le suddette normative).

Impianti fotovoltaici a isola (stand alone)

 

 
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Un esempio di piccolo impianto a isola formato da due soli moduli

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

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

  • campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;

  • batteria di accumulo o accumulatore, costituita da una o più batterie ricaricabili opportunamente connesse (serie/parallelo) deputata/e a conservare la carica elettrica fornita dai moduli in presenza di sufficiente irraggiamento solare per permetterne un utilizzo differito da parte degli apparecchi elettrici utilizzatori.

  • regolatore di carica, deputato a stabilizzare l’energia raccolta e a gestirla all’interno del sistema in funzione di varie situazioni possibili;

  • inverter altrimenti detto convertitore C.C./C.A., deputato a convertire la tensione continua (DC) in uscita dal pannello (solitamente 12 o 24 volt) in una tensione alternata (AC) più alta (in genere 110 o 230 volt per impianti fino a qualche kW, a 400 volt per impianti con potenze oltre i 5 kW).

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

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

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

  • sezionamento automatico del campo fotovoltaico (inteso come insieme di tutti i moduli) dalla batteria di accumulatori nel caso in cui la tensione erogata dai moduli sia inferiore a quella minima di ricarica degli accumulatori (cielo molto coperto, notte, guasti, interruzioni per manutenzioni ecc.); in questo caso infatti i moduli si comporterebbero come dei carichi resistivi scaricando gli accumulatori;

  • sezionamento automatico del campo fotovoltaico dagli accumulatori in caso di ricarica completa ed eventuale bypass della corrente prodotta dai moduli in modo da inviarla direttamente all’inverter nel caso ci sia richiesta di energia da parte degli apparecchi utilizzatori;

  • sezionamento automatico del campo fotovoltaico dagli accumulatori in caso di scarica totale di questi ultimi (batteria ormai esaurita) ed eventuale bypass della corrente prodotta dai moduli in modo da inviarla direttamente all’inverter nel caso ci sia richiesta di energia da parte degli apparecchi utilizzatori.

Impianti fotovoltaici connessi alla rete (grid connect)

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

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

  • campo fotovoltaico, deputato a raccogliere energia mediante moduli fotovoltaici disposti opportunamente a favore del sole;

  • cavi di connessione, componente spesso sottovalutata, devono presentare un’adeguata resistenza ai raggi UV ed alle temperature.

  • quadro di campo, costituito da diodi di protezione dalle correnti inverse, scaricatori per le sovratensioni e interruttori magnetotermici per proteggere i cavi da eventuali sovraccarichi.

  • inverter, deputato a stabilizzare l’energia raccolta, a convertirla in corrente alternata e ad iniettarla in rete;

  • quadro di protezione e controllo, tra l’inverter e la rete elettrica, definito dalle norme tecniche del gestore di rete. (la norma ENEL è la DK5940 per la BT e la DK5740 per la MT)

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 Un impianto BIPV a facciata

Una menzione a parte va al cosiddetto BIPV, acronimo di Building Integrated PhotoVoltaics, ovvero Sistemi fotovoltaici architettonicamente integrati. L’integrazione architettonica si ottiene posizionando il campo fotovoltaico dell’impianto all’interno del profilo stesso dell’edificio che lo accoglie. Le tecniche sono principalmente 3:

  • sostituzione locale del manto di copertura (es. tegole o coppi) con un rivestimento idoneo a cui si sovrappone il campo fotovoltaico, in modo che questo risulti affogato nel manto di copertura;

  • impiego di tecnologie idonee all’integrazione, come i film sottili;

  • impiego di moduli fotovoltaici strutturali, che svolgono anche la funzione di infisso, con o senza vetrocamera.

I costi per ottenere un impianto BIPV sono dunque più alti rispetto a quello tradizionale, ma il risultato estetico è talmente pregevole che la normativa stessa del Conto energia li tutela e valorizza, riconoscendo una tariffa incentivante sensibilmente più elevata.

Caratteristiche tecniche

 

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 Celle solari di un impianto fotovoltaico

La potenza nominale di un impianto fotovoltaico si misura con la somma dei valori di potenza nominale di ciascun modulo fotovoltaico di cui è composto il suo campo, e l’unità di misura

[Watt] (simbolo: W).

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

Da osservare che ogni tipologia di cella ha un tipico ingombro superficiale, con le tecnologie a silicio amorfo oltre i 20 m²/ kW e 9 m² / kW per la tecnologia CIS. Negli impianti su terreno o tetto piano, è prassi comune distribuire geometricamente il campo su più file, opportunamente sollevate singolarmente verso il sole, in modo da massimizzare l’irraggiamento captato dai moduli. Queste file vengono stabilite per esigenze geometriche del sito di installazione e possono o meno corrispondere alle stringhe.

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

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

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

Potenze e Conto Energia

La prassi vuole che gli impianti fotovoltaici vengano suddivisi per dimensione in 3 grandi famiglie, con un occhio di riguardo soprattutto a quelli connessi alla rete:

  • Piccoli impianti: con potenza nominale inferiore a 20 kW;

  • Medi impianti: con potenza nominale compresa tra 20 kW e 50 kW;

  • Grandi impianti: con potenza nominale maggiore di 50 kW.

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

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 Radiazione Solare in Italia

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

L’Stmg e il Testo Unico della Produzione Elettrica definisco i criteri di allacciamento per impianti fotovoltaici superiori a 1 kWp fino ad impianti di grandi dimensioni.

Dimensionamento

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

  • la potenza media desiderata o necessaria a coprire un certo fabbisogno (ad es. se si vuole solamente coprire parzialmente o totalmente i propri consumi elettrici (KWh/annuo) (sottodimensionamento odimensionamento pari al fabbisogno) oppure disporre di un surplus aggiuntivo di energia da vendere con relativo guadagno (sovradimensionamento));

  • le condizioni di insolazione del luogo di installazione strettamente dipendenti dall’eliofania del posto a sua volta dipendente principalmente dalla latitudine, dall’esposizione, inclinazione e superficie disponibile, dalle condizioni medie di nuvolosità, dalle perdite (efficienza) dell’inverter.

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

In altre circostanze, come ad esempio nei campi fotovoltaici su terreni preposti, il dimensionamento può non essere necessario qualora si voglia sfruttare comunque l’intera superficie a disposizione per produrre il massimo di energia elettrica possibile.

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

Il problema del costo/efficienza

Il principale ostacolo all’installazione di questo tipo di impianti è stato, per lungo tempo, l’alto costo degli impianti stessi, a causa anche della bassa efficienza, e di conseguenza dell’energia prodotta. Tali limiti sono stati largamente compensati negli ultimi anni dalla produzione in più larga scala, conseguenza diretta dell’incentivazione offerta alla produzione di energia solare che ha portato ad un sostanziale abbattimento dei costi.

La ricerca sul silicio amorfo ha dato risultati inferiori alle aspettative, mentre risultati migliori sono stati ottenuti, in via sperimentale su diversi altri materiali (diseleniuro di indio e rame CiS, tellururo di cadmio, ecc.)che però pongono problemi sulla loro disponibilità in termini di materie prime su larga scala.  Secondo altri studi (effettuati nel 2004), per coprire il consumo energetico elettrico italiano sarebbero necessari 1861 kmq pari allo 0,62% del territorio italiano (supponendo un fattore di capacità del 17,1% e 8 m² per kWp).

Molte speranze si possono ragionevolmente riporre nel fotovoltaico, se integrato con gli altri sistemi di energia rinnovabile, (energia eolica, energia delle maree e energia da biomassa) nella sostituzione graduale delle energie a fonti fossili, in via di esaurimento. Segnali di questo tipo provengono da diverse esperienze europee. In Germania in particolare, leader mondiale del settore, sono state avviate molte centrali elettriche fotovoltaiche utilizzando zone dismesse o tetti di grandi complessi industriali. Più discussa è viceversa l’installazione su aree agricole e collinari, in Italia è comunque vietata dal 2012 l’installazione di impianti fotovoltaici sulle aree agricole.

Il problema dell’intermittenza

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

A queste problematiche, si aggiunge la necessità di una rete elettrica “intelligente” (smart grid) che supporti la generazione distribuita in grado cioè di smaltire i flussi di energia intermittenti agli estremi della rete di distribuzione che genererebbero sovraccarichi o improvvisi cali di tensioni con ripercussioni sulla produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia stessa.

Una parziale soluzione si avrebbe da una generazione diffusa su piccole potenze, propria degli impianti a “Isola Ibrida” che garandiscono produzioni di energia solo a fronte di equiparati consumi, evitando cessioni di energia alla rete Nazionale.

Il problema dei materiali

Una delle questioni che riguardano un possibile utilizzo su vasta scala dell’energia fotovoltaica è relativa alla produzione di grandi quantità di moduli fotovoltaici, che comporterebbe la necessità di reperire materiali rari e il dover lavorare, in fase di fabbricazione, anche grossi quantitativi di sostanze tossiche[4]. Ad esempio, se si volesse produrre tutta l’energia elettrica di cui l’Italia necessita, per quanto riguarda le principali sostanze tossiche necessarie alla produzione di silicio di grado solare, si dovrebbe utilizzare l’enorme quantità di 10,4 milioni di tonnellate di acido cloridrico e circa 186.000 tonnellate di tetraclorosilano, mentre per quanto riguarda l’utilizzo di alcuni materiali rari, come ad esempio l’argento, si avrebbe bisogno di circa 18.600 tonnellate di pasta d’argento e circa 130.000 tonnellate di pasta Ag/Al (5,59 kg/m² di HCl, 0,10 kg/m² di SiCl4, 0,01 kg/m² di pasta d’argento, 0,07 kg/m² di pasta Ag/Al); non vengono considerati in tale calcolo i materiali necessari alla costruzione degli inverter, all’adeguamento della rete elettrica (smart grid) a causa della produzione non programmabile e alla costruzione delle infrastrutture necessarie per lo stoccaggio dell’energia elettrica in eccesso non immediatamente consumata (come ad esempiobacini idroelettrici di accumulo).

Diffusione

A fine 2012 sono presenti nel mondo impianti fotovoltaici per una potenza totale di 101 GW.

Europa

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

Italia

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

Gli impianti fotovoltaici più grandi al mondo

A gennaio 2011 gli impianti fotovoltaici più grandi al mondo sono

  1. Elecnor, 108 MW

  2. Sarnia, 97 MW, che conta più di 420000 moduli fotovoltaici.

  3. Montalto di Castro, 84,2 MW, con oltre 276.000 moduli installati.

  4. Solarpark Finsterwalde I,II,III – Finsterwalde, 80,7 MW

  5. Rovigo, 70 MW

  6. Olmedilla de Alarcón, 60 MWp

  • Il più grande impianto su tetto è quello costruito sugli stabilimenti General Motors a Saragozza, in Spagna, con una potenza di 11,8 MW di picco

  • Il più grande impianto fotovoltaico architettonicamente integrato in funzione è quello dei padiglioni fieristici di Monaco di Baviera, per un totale di 1 MWp. L’integrazione architettonica consiste nell’impiego dei moduli fotovoltaici come infissi, ovvero in sostituzione della copertura stessa degli edifici.

  • Il più grande impianto in facciata al mondo è quello costruito sulla sede del produttore di moduli fotovoltaici cinese Suntech Power, per un totale di 1 MWp su 6900 mq La stessa azienda detiene anche l’attuale record mondiale per capacità produttiva con 1 GWp/anno di moduli fotovoltaici prodotti e commercializzati[12]. La giapponese Sharp deteneva il precedente primato fin dagli albori del fotovoltaico.

 
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  • L’installazione fotovoltaica più spettacolare è forse la cosiddetta Pergola solare realizzata da un pool di aziende europee a Barcellona, Spagna, che raccoglie moduli fotovoltaici per un totale di 444 kWp su un’unica vela di 112 metri x 50 metri sospesa a mezz’aria (quasi un campo di calcio regolamentare).

  • La più grande centrale fotovoltaica pubblica d’Europa si trova in Valle Sabbia con una fornitura prevista media di 8,9 MW (quella di picco è molto maggiore: viene già considerato il fattore di carico).

  • La serra fotovoltaica più grande al mondo si trova a Villasor, provincia di Cagliari (Sardegna). Su una superficie di 27 ettari, dotato di 84000 pannelli in un solo campo solare e 134 serre, produce 20 MW. La centrale verde è stata realizzata con un investimento di 70 M€ dall’indiana Mbcel in collaborazione con il colosso americano GE.

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