Solare ovunque: l’opportunità delle infrastrutture

Il solare fotovoltaico è uno dei pilastri della transizione energetica europea. Con oltre 65 GW di nuova capacità installata nel 2025 e più di 405 GW già in funzione, l’Unione Europea sta procedendo verso il suo obiettivo di 750 GW di solare fotovoltaico entro il 2030. Per raggiungere tale obiettivo sarà necessario installare altri 345 GW circa nei prossimi cinque anni. La geografia delle aggiunte di capacità solare fotovoltaica sta cambiando. I tetti grandi e ben{9}}orientati, i siti facilmente collegabili e le ubicazioni più favorevoli vengono gradualmente esauriti. Allo stesso tempo, i progetti solari-montati a terra in alcuni paesi devono far fronte a preoccupazioni relative all'utilizzo del territorio in competizione, alla protezione dei terreni agricoli, alla biodiversità e all'accettazione locale.

 

Recentemente abbiamo sostenuto in queste pagine che i moduli leggeri potrebbero sbloccare più di 85 GW di tetti europei strutturalmente vincolati. La pressione dietro questa argomentazione è la stessa, spingendo gli sviluppatori a guardare oltre i siti più semplici. La questione non è più se l’Europa vuole più energia solare; è dove, esattamente, andranno fisicamente i prossimi gigawatt e come l’elettricità da essi generata verrà integrata nella rete e trasformata in valore.

 

Solare a duplice{0}uso: la logica del "PV ovunque"
Alcuni dei nuovi segmenti più promettenti condividono un'unica idea, raccolta sotto la bandiera del “PV ovunque”: invece di cercare nuovi terreni, condividere le superfici che già utilizziamo. L’agrivoltaico mantiene i terreni agricoli in produzione generando energia. Il fotovoltaico galleggiante, il fotovoltaico integrato negli edifici- e nei veicoli-trasformano serbatoi, facciate, automobili e altro ancora in asset di produzione di energia elettrica. In ogni caso, la svolta è la stessa: il solare non compete più per lo spazio ma lo condivide.

 

Un’altra categoria di spazio, meno discussa, si adatta alla stessa logica: il territorio che costeggia le nostre infrastrutture di trasporto e idriche. Bordi e argini autostradali, binari e trincee ferroviarie, barriere antirumore, superfici di argini alluvionali, sponde di canali, piste ciclabili e diritti tecnici--di passaggio delimitano quasi tutte le strade e le linee ferroviarie del continente. Il settore si sta ancora decidendo su un nome: infrastruttura-fotovoltaico integrato (IIPV) nella letteratura di ricerca, "fotovoltaico lineare" per la sua geometria o, più semplicemente, autostrade solari, ferrovie solari e canale{5}}solare in cima alla stampa. La logica, tuttavia, è familiare. Si tratta di terreni già edificati, già controllati da un ente pubblico o da un concessionario, e già aventi una funzione primaria. Aggiungere la generazione ad esso preservando i corridoi naturali e ricostituiti tende a sollevare molte meno obiezioni. Non un nuovo tipo di terreno, ma un nuovo rapporto con il terreno su cui abbiamo già costruito.

 

 

Dimensionamento del premio europeo
Il potenziale è tutt’altro che marginale. In una valutazione pan-europea, il Centro comune di ricerca della Commissione europea stima che l'applicazione del fotovoltaico su tetti, bacini idrici e infrastrutture stradali e ferroviarie potrebbe superare 1 TW di capacità installata, ben oltre l'obiettivo dell'UE per il 2030. La quota di infrastrutture lineari-è particolarmente sorprendente: questo studio stima il potenziale lordo del fotovoltaico verticale lungo le strade e le ferrovie dell'UE a 403 GW, circa il 50% dell'obiettivo del 2030. L'analisi rileva inoltre che l'implementazione su larga scala del fotovoltaico bifacciale verticale est{10}}ovest aumenterebbe il valore di mercato della generazione solare e smorzerebbe la cannibalizzazione dei prezzi di mezzogiorno che erode sempre più le entrate dei pannelli convenzionali rivolti a sud-. Sebbene si tratti di potenzialità tecniche piuttosto che di previsioni di mercato, anche una frazione del potenziale sarebbe significativa.

 

Prendendo una densità di potenza lineare realistica compresa tra circa 0,3 MW per chilometro per una singola fila di moduli bifacciali verticali e più di 2 MW per chilometro per sistemi più ampi, gli ordini di grandezza si sommano rapidamente una volta applicati a decine di migliaia di chilometri di corridoi infrastrutturali.

 

 

L’opportunità, inoltre, si estende oltre i confini terrestri. Molte di queste infrastrutture (autostrade, ferrovie, canali) già consumano elettricità o si trovano adiacenti alle connessioni di rete esistenti. Questa prossimità trasforma un argomento relativo all'uso del territorio in un argomento relativo al sistema energetico: la generazione situata su un'infrastruttura può alimentare direttamente un carico locale o un punto di connessione esistente, riducendo il rischio di riduzione e facilitando la sfida dell'integrazione della rete che limita così tanti progetti solari convenzionali.

 

Ciò che il mondo sta già costruendo

La Cina si è mossa più rapidamente e su larga scala, sviluppando un mercato fotovoltaico-collegato ai trasporti senza equivalenti altrove. L'energia solare collegata alle autostrade-ha raggiunto circa 1,7 GW entro la fine del 2024 e la China Academy of Transportation Sciences stima che il potenziale stradale sia vicino a 944 GW. Diverse province stanno ora sviluppando aree di servizio autostradale a-zero-carbonio. Il corridoio principale Jinan-Weifang, ad esempio, trasporta 68 MW, generando circa 68 GWh all’anno secondo il suo operatore.

 

L'Asia offre altri manifestanti di vario tipo. La copertura della pista ciclabile Daejeon-Sejong della Corea del Sud corre lungo il corridoio centrale di un'autostrada dalla metà degli anni 2010, con circa 7.500 pannelli su 4,8 km, come condiviso dal Ministero delle infrastrutture e dei trasporti della Corea del Sud.

 

L'India è stata pioniera nel-solare sopra il canale in Gujarat oltre dieci anni fa: l'autorità pubblica del canale Narmada riferisce di essere passato da un progetto pilota da 1 MW nel 2012 a circa 35 MW oggi, riducendo al contempo l'evaporazione. In Giappone, l'interesse per il fotovoltaico integrato nei trasporti-sta accelerando. Il Ministero del territorio, delle infrastrutture, dei trasporti e del turismo (MLIT) ha lanciato un programma nazionale per valutare le tecnologie solari per la superficie stradale-, mentre gli operatori autostradali stanno esplorando l'uso di argini, barriere acustiche e aree di servizio-per la generazione fotovoltaica.

 

Negli Stati Uniti d’America, The Ray, un corridoio dimostrativo lungo l’Interstate 85 in Georgia, ospita un impianto stradale da 1 MW, mentre un’analisi dell’Università del Texas ad Austin suggerisce che solo i terreni di interscambio, che rappresentano circa 21.000 ettari, potrebbero teoricamente generare fino a 36 TWh all’anno. Per quanto riguarda l'acqua, la comunità indiana del fiume Gila in Arizona ha avviato quello che descrive come il primo progetto operativo solare-su-canale dell'emisfero occidentale da circa 1,3 MW nel 2024, seguito dal progetto Nexus-sostenuto dallo stato della California.

 

Anche gli esempi europei si stanno moltiplicando. Le barriere antirumore sono il percorso più maturo. Sondaggi pubblicati valutano gli impianti autostradali tedeschi più grandi da 1 a 2 MWp ciascuno; l'autorità stradale olandese gestisce un progetto pilota di "autostrada solare" bifacciale sulla A50, e gli operatori autostradali e ferroviari di Austria e Svizzera stanno aprendo sempre più le loro barriere antirumore al fotovoltaico su larga scala. Al di là delle barriere, la varietà delle superfici è sorprendente: moduli rimovibili tra i binari su una linea svizzera vicino a Buttes, sistemi bifacciali verticali sulle dighe del Rodano, circa 900 m di tettoie su una pista ciclabile francese e persino un molo solare in un porto turistico del Mediterraneo.

 

La geometria della sfida

Niente di tutto questo è facile. La sfida decisiva del fotovoltaico lineare è il co-uso: i pannelli non devono mai compromettere la funzione primaria dell'infrastruttura, che si tratti della stabilità di una diga, dell'accesso di emergenza a un'autostrada, dell'accesso per la manutenzione a una ferrovia o della navigabilità di un corso d'acqua. Ciascuna tipologia comporta i propri vincoli, che si tratti di studi sull'abbagliamento, accesso di emergenza, trasparenza idraulica o carichi meccanici.

Distribuire la produzione di elettricità su chilometri moltiplica inoltre i punti di connessione o i trasformatori -up, i percorsi di cablaggio e le perdite e spinge gli sviluppatori verso nuove architetture. Un progetto di ricerca francese sta esplorando la corrente continua a media-tensione per trasportare l'energia in modo efficiente lungo una pista ciclabile, mentre in Svizzera, il lavoro su una "rete intelligente ferroviaria" tratta il corridoio come una vera e propria microrete, combinando energia solare lungo i binari, fornitura di trazione, energia di frenata recuperata e ricarica di veicoli elettrici.

 

Poiché un singolo progetto può attraversare molte giurisdizioni, le autorizzazioni frammentate possono rappresentare un ostacolo; Se si aggiunge la varietà dei possedimenti fondiari, dal demanio pubblico ai concessionari e ai proprietari privati, i modelli di business diventano decisamente più complessi rispetto a quelli di un impianto convenzionale.

 

Realizzare il business case

Come qualsiasi impianto solare, un sistema integrato di infrastruttura-può vendere la propria elettricità (nell'ambito di un meccanismo di prelievo-supportato dallo stato, come un contratto per differenza o una tariffa-incentivante, o ai prezzi del mercato all'ingrosso), consumarla sul o nelle vicinanze del sito oppure combinare entrambi i percorsi. Il business case può tuttavia essere più impegnativo rispetto a quello del solare montato a terra-: i costi iniziali possono essere più elevati, riflettendo un'architettura elettrica lineare più complessa, un montaggio elevato e rivestimenti specifici dei moduli, mentre anche i costi operativi possono essere elevati a causa dello sporco, dell'accesso limitato e dell'esposizione, anche dove il terreno è economico o libero. In pratica, l'auto-consumo da parte di acquirenti vicini-e i contratti per differenza ottenuti in bandi di gara dedicati sembrano essere le vie più affidabili per la fattibilità del progetto.

 

Dai piloti alla scala

La strada da seguire non è quella di trattare il fotovoltaico lineare come un singolo prodotto, ma come un portafoglio di tipologie in diversi stadi di maturità che contribuiscono a un percorso tra tanti verso l’obiettivo del 2030, integrando i tetti, l’agrivoltaico e il fotovoltaico galleggiante. Il percorso pragmatico inizia con le configurazioni meno-vincolate e più facilmente replicabili. Un compito parallelo fondamentale è quello di continuare a costruire la base di prove di cui gli operatori hanno bisogno: monitoraggio strutturato delle prime implementazioni per dimostrare sia che il sistema fotovoltaico e la generazione non interferiscono con la funzione primaria dell’infrastruttura e che il funzionamento, la manutenzione e le vibrazioni dell’infrastruttura non degradano le prestazioni del fotovoltaico.

 

Tre leve accelererebbero il passaggio dai manifestanti allo schieramento. (1) Sono necessari-progetti dimostrativi su larga scala per costruire una base di prove. (2) I progetti necessitano di chiare dottrine di autorizzazione e approvazioni coordinate. (3) E questi siti dovrebbero essere esplicitamente inclusi negli appalti pubblici, sia attraverso una dotazione dedicata per progetti infrastrutturali-o un premio di prezzo che compensi i loro maggiori costi di sviluppo, almeno per ora.

 

La storia solare dell’Europa è lungi dall’essere finita, ma sta entrando in un capitolo più impegnativo. I prossimi gigawatt proverranno sempre più da siti più vincolati e più creativi. Il duplice uso risponde al vincolo della disponibilità di superficie, e il solo fotovoltaico lineare mette centinaia di gigawatt di potenziale tecnicamente accessibile lungo le strade, le ferrovie e i canali del continente. La terra è lì da sempre. L’opportunità ora sta nell’imparare a condividerlo.