Una legge della giungla dove si confrontano e si eliminano a vicenda i contendenti è anche nel mondo tecnologico, che fa svanire le soluzioni che non riescono a stare al passo del continuo flusso di innovazioni.
Non c’è bisogno di tornare indietro alle carrozze a cavalli e alle lucerne ad olio per vedere esempi di questa “lotta per la sopravvivenza” delle varie tecnologie in competizione fra loro. Anche nel modernissimo sfruttamento dell’energia solare assistiamo alla “distruzione creativa” che avviene quando una tecnologia viene marginalizzata da un’altra.
È di poche settimane fa la notizia che la più grande centrale solare termodinamica delle Americhe, quella da 370 MW di Invanpah in California, costruita nel 2014, verrà chiusa nel 2026. La ragione principale? Non riesce a reggere la competizione con il fotovoltaico.
Breve presentazione della tecnologia CSP
Il solare termodinamico (CSP) è quello in cui il calore del Sole viene concentrato da specchi parabolici su tubi in cui scorre un fluido o da specchi piani motorizzati (eliostati) su una caldaia montata in cima a una torre.
In entrambi i casi il calore raccolto viene in genere accumulato in grandi serbatoi termicamente isolati, oggi spesso riempiti con miscele di sali che fondono a 300-500 °C, per essere poi usato direttamente in impianti industriali oppure impiegato per creare vapore per azionare turbine e produrre elettricità.
Fino a circa dieci anni fa la competizione fra CSP e FV era aperta, con interessanti esperimenti anche in Italia, grazie ai vantaggi che il termico aveva sul solare al silicio.
I pannelli fotovoltaici allora costavano relativamente cari ed erano meno efficienti di oggi, mentre il CSP usava, e usa tuttora, componenti elettromeccanici e idraulici abbastanza comuni e semplici, riuscendo a convertire l’energia della luce solare (di cui usa tutto lo spettro e non solo le bande ristrette utilizzate dal FV) in elettricità con un‘efficienza di circa il 30%.
Inoltre, i sali fusi utilizzati nel CSP consentono di accumulare circa 8 ore di calore solare nei suoi serbatoi, per cui è in grado di garantire una copertura della domanda elettrica molto più puntuale di quella che può garantire il solare FV.
Questi importanti vantaggi prevalevano sui limiti del CSP, come i maggiori costi di manutenzione, la forte richiesta di acqua, più complessità e guasti, la convenienza solo per grandi impianti, l’installazione fattibile solo in vaste aree piane e in luoghi con altissimo irraggiamento solare diretto (con le nubi il CSP si ferma), e la necessità di un “back up” a gas per evitare la solidificazione dei sali nei tubi quando non c’è il sole per lunghi periodi.
Una dura competizione sui costi
Oggi la situazione si è ribaltata. E di quanto, lo dicono due coppie di cifre: 7,2 GW contro 2.200 GW, e 50 €/MWh contro 100 €/MWh: la prima coppia indica la potenza installata di CSP e di FV nel mondo al 2024; la seconda il costo medio dell’elettricità prodotta da impianti FV e CSP.
Certo, il CSP ha ancora il vantaggio di avere, per così dire, “un accumulo incorporato”, ma il crollo di prezzo che hanno avuto in questi anni le batterie sta rapidamente chiudendo il divario.
Oggi, aggiungendo un accumulo con batterie al litio a un impianto FV il costo medio del MWh prodotto sale a circa 100 €. Ma stanno per arrivare nuove tecnologie, come le batterie al sodio che promettono di far abbassare ancora e più drasticamente quel livello di prezzo.
Le ragioni per la chiusura di Ivanpah sintetizzano bene il cambio di scenario: il complesso impianto californiano, dotato di migliaia di specchi mobili si è rivelato ben più costoso da mantenere e meno performante del previsto, anche per un uso maggiore di quanto si pensava del gas di back up.
Ciò ha portato la Pacific Gas & Electric a non rinnovare il contratto di acquisto della sua elettricità, non più competitiva rispetto a quella prodotta con il FV, fonte che assicura ormai quasi la metà dell’elettricità della California.
I problemi di Ivanpah si rispecchiano in quelli di un altro impianto simbolo del età d’oro del CSP, quello da 570 MW di Noor in Marocco: i 150 MW della sua terza estensione, tecnicamente simile all’impianto californiano, sono rimasti inattivi per 14 mesi per un grave guasto. L’interruzione ha aperto un dibattito sull’opportunità o meno di proseguire con il CSP in Marocco: per ora la conclusione è che l’ulteriore ampliamento da 70 MW di Noor avverrà con il fotovoltaico.
Dove il solare termodinamico può trovare il suo spazio
Quindi è suonata la campana dell’ultimo giro per il CSP?
La sezione dell’International Energy Agency che se ne occupa, Solar Paces, giura di no, e continua a organizzare convegni sul CSP, a premiare le ricerche più innovative e a illustrare i nuovi progetti in che aprono in giro per il mondo.
Ultimo di questi è il Redstone Solar Thermal Power Plant da 100 MW, appena aperto in Sudafrica, il primo impianto CSP nell’Africa sub sahariana.
Secondo Eckhard Lüpfert, presidente della Commissione Elettrotecnica Internazionale, “il CSP ha certo ceduto grandi quote di mercato al FV, ma mantiene ancora un vantaggio importante rispetto al fotovoltaico: a parità di capacità il suo stoccaggio energetico è 100 volte più economico di quello con batterie al litio. Inoltre, il CSP produce calore ad alta temperatura che può essere usato dall’industria: ottenere quel calore dall’elettricità fotovoltaica è molto meno conveniente. Infine, in paesi con torride aree desertiche, il CSP ha il vantaggio di non soffrire le alte temperature, diversamente dal fotovoltaico”.
Quindi se il CSP vuole sopravvivere deve puntare su queste caratteristiche, concentrandosi sui mercati più adatti e cercando di aumentare la sua efficienza e abbassando al tempo stesso il più possibile i suoi costi di costruzione e quelli operativi.
Nuovi progetti CSP
In effetti ricerca e industria stanno andando in quella direzione: il progetto europeo Scarabeus sta sperimentando a Siviglia l’uso nel CSP di un nuovo tipo di fluido di trasporto del calore, un mix di CO2 supercritica e liquidi ad alto punto di ebollizione, che possono essere scaldati fino a 500 °C, aumentando l’efficienza di conversione in elettricità e la produzione di calore industriale.
Al tempo stesso richiedono turbine più piccole e possono essere anche facilmente raffreddati e condensati ad aria, diminuendo la complessità dell’impianto.
“Dalle prime prove che abbiamo fatto in Spagna pensiamo di poter ridurre il costo di un impianto CSP di scala industriale che usi le nostre soluzione di almeno il 30% e della sua operatività del 35%, portando il MWh prodotto ai 90 €.”, dice Giampaolo Manzolini, professore del Politecnico di Milano e coordinatore di Scarabeus.
I produttori di impianti CSP, come la californiana Heliogen, dal canto loro, si stanno riposizionando nella produzione di dispositivi ibridi con il FV, destinati alla produzione contemporanea di calore ad alta temperatura ed elettricità per impianti industriali, così da sfruttare al meglio i punti di forza di entrambe le tecnologie, e fornire energia al costo minore possibile.
Infine, c’è chi non ha certo intenzione di abbandonare il CSP: parliamo ovviamente della Cina, che sta testando, come noto, ogni tecnologia rinnovabile esistente, per portare a compimento la sua lunga e complicata uscita dal carbone.
Non solo stanno completando nel Gansu la prima centrale CSP a doppia torre, ognuna alta 200 metri, che consente di aumentare l’efficienza dell’impianto del 24%, ma il 18 settembre hanno aperto nel deserto dello Xinjiang un impianto solare da 1 GW, con 100 MW affidati a un impianto CSP innovativo.
Qui il calore solare viene concentrato su lunghissimi tubi contenenti sali fusi, non da specchi motorizzati o parabolici, ma da 260.000 dispositivi riflettenti piani, chiamati specchi di Fresnel, composti da molte strisce angolate in modo da concentrare la luce lungo il tubo. Questi specchi sono molto più economici da costruire degli altri tipi. Il calore raccolto dall’impianto CSP servirà a stabilizzare la produzione del FV durante la giornata, così che resti per otto ore sempre al massimo previsto.
In altre parole, il CSP in questo caso ha proprio la funzione di accumulatore termoelettrico a basso costo, che prefigurava prima Lüpfert.
E chissà che questa sua funzione “ancillare” del FV, non sia una delle nicchie principali che cercherà il comparto CSP per sopravvivere ed affrontare la spietata competizione con il silicio.
