Grid parity: differenze tra le versioni

Versione delle 19:14, 27 dic 2012

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Altri studi sono stati realizzati dal Prof. Vittorio Chiesa, direttore Energy & Strategy Group del [[Politecnico di Milano]].<ref>http://www.ilsole24ore.com/art/impresa-e-territori/2012-05-07/grid-parityraggiunta-anni-155313.shtml?uuid=AbUMf4YF</ref>, e dall'Ing. Giovanni Simoni, Presidente di Assosolare.<ref>http://www.kenergia.it/content/view/71/72/</ref>

Affermare che un impianto fotovoltaico è esercito in Grid-Parity, nella terminologia tecnica in uso (dicembre 2012), significa sostenere che la produzione di energia elettrica non gode di incentivi in [[Conto energia|conto energia]], ma semplicemente della remunerazione economica per la quota parte di energia scambiata con la rete in regime di Ritiro Dedicato o [[Scambio sul posto]], e del mancato costo di acquisto dell'energia elettrica per la quota autoconsumata. I due regimi commerciali citati, prevedono modalità di esercizio zonali (residenziali, commerciali, industriali, multimegawatt), in autoconsumo totale o ibrida tra le due, in ragione della classe di potenza impiantistica [[[KWp|kWp]]], e del profilo energivoro del cliente produttore, soggetto responsabile dell'impianto fotovoltaico. All'esercizio in Grid-Parity è associato un costo di generazione del kWh fotovoltaico ([[Costo_dell'elettricità_per_fonte|Levelised Energy Cost]]), ma anche un [[Tasso interno di rendimento|Tasso Interno di Rendimento]] dell'investimento nella realizzazione impiantistica che deve essere confrontato con valori [[Benchmark (finanza)|benchmark]] del TIR, per valutare se porre in essere o meno l'investimento (Condizione di Raggiungibilità della Grid-Parity).

Il [[costo]] complessivo (non il [[prezzo]]) dell'elettricità solare è minore o uguale a $0.25/kWh nella maggior parte dei paesi [[Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico|OECD]].