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È uno dei plot più amati da Hollywood: il personaggio debole, quello che ormai sembra destinato a soccombere, improvvisamente si rivela dotato di qualità straordinarie e ribalta il tavolo, diventando alla fine lui il vero vincente della storia.
Anche nel mondo delle rinnovabili ci sono vincenti e perdenti: fra i primi, ovviamente l’ormai onnipresente solare fotovoltaico, oppure l’eolico, su quali tutte le nazioni contano per ridurre la dipendenza da fossili e le relative emissioni (vedi anche le prospettive in Italia con i nuovi obiettivi europei, ndr).
Fra gli apparenti perdenti, spicca il solare termodinamico (concentrated solar power, CSP), quello che produce energia concentrando la luce del sole con specchi, o su lunghi tubi o su una torre centrale, allo scopo di produrre scaldare una caldaia e produrre elettricità con il vapore acqueo.
Quando il FV era ancora molto costoso, il CSP sembrava una tecnologia promettente e competitiva, con grandi e spettacolari impianti realizzati in California o Spagna, che promettevano kWh più economici di quelli da pannelli.
Ma poi il costo di questi ultimi è crollato, perché i moduli possono essere prodotti a miliardi, in megafabbriche, ed usati in modo flessibile, dai piccoli impianti sui tetti fino a quelli giganti nei deserti, mentre gli impianti CSP, che hanno senso solo per le medie e grandi potenze, devono essere progettati uno per uno e usano componenti industriali tradizionali i cui margini di riduzione dei prezzi sono molto ridotti: insomma tanto più economici di come erano inizialmente non possono diventare.
Il risultato di questi percorsi divergenti è sintetizzato nell’ultimo rapporto Irena sui costi delle rinnovabili, mentre il costo medio del MWh da FV fra 2010 e 2017, è sceso nel mondo da 360 $ a 100 $, il MWh da CSP è passato da 330 a 220 $: in termini sportivi, il FV lo ha insomma doppiato.
Partita chiusa? Non secondo il professore di ingegneria elettrica Chongqing Kang, della Tsinghua University, che su Applied Energy, ha pubblicato un articolo dove mostra l’importanza di lasciare uno spazio per il CSP in ogni sistema elettrico basato su rinnovabili non programmabili, per la sua capacità di bilanciare la rete a costi relativamente bassi (allegato in basso).
Già, perché il brutto anatroccolo CSP ha in serbo una qualità che manca al cigno FV: può accumulare calore durante la giornata, in serbatoi contenenti olio minerale, sali fusi o persino semplice sabbia, così da poter mandare avanti le turbine per molte ore anche in assenza di sole.
Per fare la stessa cosa il FV deve usare batterie, il cui accumulo, sia per il costo delle stesse che per la loro inferiore durata, è molto più oneroso: secondo Kang, un TES (Thermal Energy Storage) costa fra 20 e 70 $ per ogni kWh si accumulo, mentre una batteria non scende sotto ai 150 $/kWh.
Tenendo conto di questo dato, il ricercatore ha allora creato dei modelli di sistema elettrico in due grandi regioni centrali cinesi, il Quinghai e il Gansu.
La prima regione, che deriva dal carbone ancora la metà della propria elettricità e il 30% dall’idro, conta di avere al 2020 una potenza da rinnovabili all’83% del picco massimo di domanda, la seconda, che ha l’elettricità da carbone al 43% e l’idro al 28%, vuole arrivare ad avere tante rinnovabili da coprire il 104% del picco di domanda.
Per farlo entrambe puntano a un mix di FV ed eolico, 71% e 29% rispettivamente il Quinghai, 23% e 77% il Gansu, senza CSP.
Ebbene, per Khang questo è un errore, perché con quei tassi di penetrazione di rinnovabili non programmabili, le due regioni dovranno continuare a usare carbone o gas per inseguire le fluttuazioni meteo, innalzando il costo del kWh, e ci saranno momenti in cui l’eccesso di produzione solare ed eolica non sarà assorbibile, e si dovrà ricorrere al curtailment, il distacco delle centrali dalla rete, il che porterà ad ulteriori costi e sprechi.
Sostituendo invece un po’ di rinnovabili non programmabili con il CSP nei due sistemi, si potrebbero ottenere notevoli vantaggi.
Nel caso del Quinghai il livello ottimale di CSP sarebbe del 5% sul totale della potenza rinnovabile (355 MW), e produrrebbe un risparmio di circa 0,191 $ per ogni kWh di capacità di accumulo, con un risparmio totale di circa 100 milioni di euro l’anno, nel caso del Gansu la sostituzione potrebbe spingersi fino al 20% (2,8 GW), con un dimezzamento del curtailment e un risparmio totale di quasi un miliardo di dollari annui.
I risparmi ottenuti consentirebbero di recuperare in pochi anni i costi superiori del CSP, rispetto alle altre rinnovabili.
“Il CSP è una tecnologia che consente un dispacciamento flessibile“, conclude Kang “e penso che la Cina non debba mancare lo sviluppo di questa tecnologia, in vista di bilanciare una rete sempre più dominata da fonti non programmabili. Abbiamo 18 progetti di CSP in corso di realizzazione in Cina, per un totale di 1 GW al 2020, pensati soprattutto per testare le tecnologie nelle varie condizioni del nostro territorio, a cui poi dovrebbero seguire impianti commerciali per un totale di 5 GW. Ma penso che visti i risultati di questo studio, dovremmo arrivare al 2030 ad almeno10 GW di CSP, ottenendo notevoli risparmi sulle spese di dispacciamento”.
Probabilmente questi risultati si potrebbero applicare anche in altre parti del mondo, e in particolare nel sud dell’Italia, dove non c’è tanta possibilità di bilanciamento con l’idroelettrico e l’irraggiamento solare potrebbe essere adatto ad impianti CSP.
Peccato che anche da noi questa tecnologia segni il passo, anche per l’azione dei “comitati del no” attivi in Sardegna, Basilicata e altri luoghi dove impianti CSP sono stati proposti, nonostante qui sia nata, con il progetto Archimede di Rubbia, l’idea di usare i sali fusi come fluido di trasporto del calore, per aumentare il rendimento (vedi QualEnergia.it, “CSP in Italia bloccato da due anni”, l’appello di ANEST a Di Maio).
Forse a far rivalutare l’uso del solare termodinamico anche da noi non sarà non solo questo studio del ricercatore cinese, ma anche le notizie in arrivo da Australia e Dubai, dove due progetti CSP hanno vinto contratti di fornitura di lungo periodo (20 e 35 anni) a prezzi del MWh molto bassi, 60 e 73 $ rispettivamente: meno di un terzo della media di prezzo indicata da Irena (vedi QualEnergia.it, Solare termodinamico a costi sempre più bassi: siamo alla svolta?).
Secondo questo studio apparso su Renewable Energy Focus, si tratta di casi dovuti a circostanze tecniche e finanziarie abbastanza particolari, ma chissà che, per una volta una rondine non faccia primavera.
I seguenti documenti sono riservati agli abbonati a QualEnergia.it PRO:
- “Economic justification of concentrating solar power in high renewable energy penetrated power systems“, Ershun Du, Ning Zhang, Bri-Mathias Hodge, Chongqing Kang, Benjamin Kroposki, Qing Xia
- IRENA – Renewable Power Generation Costs in 2017
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