Sviluppo sostenibile
Edilizia
Fotovoltaico
Solare Termico
Geotermico
Biomasse
Eolico
Idroelettrico
Mobilità
Home » Articoli, Fotovoltaico, Solare Termico

TECNOLOGIE E SVILUPPI DEL SOLARE A CONCENTRAZIONE

Print Friendly

Le diverse tecnologie solari e i relativi sistemi di accumulo
I sistemi a torre solare
Sistemi CSP: valutazioni economiche e dei requisiti necessari


Il primo tentativo di cattura dell’energia solare si può far risalire ad Archimede. Nel terzo secolo avanti Cristo utilizzò i famosi specchi ustori per fermare la flotta romana mentre assaliva Siracusa, la sua città.

Il solare termodinamico nasce agli inizi della seconda metà del Novecento per opera del geniale fisico Giovanni Francia. È suo il primo prototipo di impianto solare costituito da specchi piani che orientano la radiazione su un tubo con produzione di vapore. Lo studioso fu anche l’ideatore della prima centrale solare termodinamica Eurelios, realizzata da Enel presso Adrano in Sicilia alla fine degli anni Settanta.

Le diverse tecnologie solari e i relativi sistemi di accumulo
La centrale, entrata in servizio nel 1981, funzionò per poco tempo e fu chiusa qualche anno dopo con la dichiarazione che gli impianti solari come Eurelios non avevano alcuna prospettiva per quanto riguarda la produzione di elettricità. Era una centrale a torre solare, cioè la radiazione del sole veniva concentrata da specchi piani in un ricevitore posto in alto in cui avveniva la produzione di vapore, successivamente inviato al turbogeneratore elettrico. Dopo questa esperienza l’attività di ricerca fu interrotta in Italia, che pur era stata antesignana in questo campo. Continuò invece in altri paesi, soprattutto in Israele e negli Stati Uniti, focalizzandosi sulla tecnologia parabolica lineare, costituita da specchi parabolici che concentrano la radiazione su tubi posti nella linea focale.

La ricerca ebbe successo e questa tecnologia, dagli anni Ottanta, fu applicata negli Stati Uniti per la realizzazione di una serie di nove impianti per una potenza complessiva di 350 MWe, localizzati nei siti californiani di Dagget, Kramer Junction e Harper Lake nel deserto del Mojave.
La realizzazione di questi impianti fu favorita anche da incentivi economici introdotti per la prima volta sulla produzione di elettricità da fonte solare. L’eliminazione degli incentivi agli inizi degli anni Novanta ha determinato una sospensione nell’installazione di impianti solari termodinamici. La ripresa si è verificata di nuovo sotto la spinta dell’introduzione di incentivazioni in Europa e Stati Uniti intorno alla metà degli anni Duemila con la realizzazione di nuovi impianti per oltre un centinaio di MW di potenza in ciascuno dei due paesi.

Vista aerea, Torresol Energy

Gli Stati Uniti e la Spagna rappresentano i paesi più idonei alla penetrazione del solare termodinamico, sia perchè possiedono aree ad elevato irraggiamento, sia per la possibilità di sfruttare internamente al paese l’elettricità prodotta. Contemporaneamente a queste evoluzioni sono stati lanciati rilevanti progetti nei paesi del Medio Oriente e del Nord Africa (MENA), purtroppo in larga misura senza esito a causa della mancanza di incentivi in conto produzione, della difficoltà di finanziamento degli investimenti e della non economicità e sfruttabilità dell’elettricità prodotta.
Il progetto Desertec, infatti, ha proprio questo obiettivo: vettoriare l’elettricità solare verso i paesi consumatori dell’Europa con la possibilità di usufruire delle incentivazioni previste in questi paesi. Il progetto, tuttavia, è solo sulla carta e la sua realizzazione, anche a causa della crisi economica contingente, non sembra possa verificarsi in tempi brevi.

Gli impianti realizzati in questa fase sono per la maggior parte di tipo parabolico lineare, col fluido termovettore costituito da olio diatermico. Inizialmente questi impianti (ad esempio Nevada Solar One) sono simili a quelli realizzati in California negli anni Ottanta, cioè privi di accumulo. La possibilità di accumulo termico offerta da questa tecnologia viene applicata inizialmente in Spagna introducendo serbatoti che immagazzinano il fluido caldo, il cui calore può essere convertito in elettricità in assenza di sole. Poiché l’olio diatermico per il suo costo elevato non consente un accumulo economico, viene utilizzato sale fuso come fluido d’immagazzinamento del calore. Questa soluzione è stata applicata con successo nell’impianto di Andasol costruito in Spagna.


Andasol Schema dell’impianto

L’olio diatermico, come fluido termovettore, presenta due criticità. La prima è costituita dalla limitazione della temperatura non oltre 400 °C, legata al cambiamento di fase. Questo fatto limita la temperatura del ciclo termodinamico, determinando una forte penalizzazione sull’efficienza di produzione di elettricità. Nel caso di impianti solari, basse efficienze non hanno ricadute sul costo di esercizio in quanto il sole è gratuito, ma ne hanno in maniera significativa sul costo d’investimento, dovendo installare un numero maggiore di collettori solari a parità di elettricità prodotta.
La seconda criticità è di tipo ambientale ed è rappresentata dalle inevitabili perdite di un fluido inquinante, come l’olio diatermico lungo le decine di chilometri di tubazioni necessarie negli impianti di potenza.

I sistemi a torre solare
Per superare queste limitazioni l’Italia, su iniziativa dell’Enea, guidata dal premio Nobel Carlo Rubbia ha sviluppato la tecnologia Archimede. Introduce la sostituzione, come fluido termovettore, dell’olio diatermico con sali fusi, consentendo di incrementare la temperatura di raccolta del calore solare e quindi il rendimento termodinamico di conversione. L’idea, molto attraente in linea di principio, non ha raggiunto il successo sperato. Il prototipo da 5 MW realizzato da Enel in Sicilia presso la centrale a ciclo combinato di Priolo Gargallo (Siracusa) alla quale è destinato il vapore prodotto dall’impianto ha incontrato notevoli difficoltà nel corso della fase di esercizio, impedendo, di fatto, una validazione della tecnologia adeguata.

Archimede Schema dell’impianto prototipo integrato con la centrale Enel di Priolo Gargallo (Siracusa)

L’esperienza maturata nel campo degli impianti parabolici lineari sta evidenziando molte limitazioni associate a questa tipologia di sistemi termodinamici. Limitazioni che potrebbero essere in parte superate, passando alla tipologia a torre solare. Non è fuori luogo pensare che la torre solare, uscita dalla storia dell’energia con la chiusura agli inizi degli anni Ottanta dell’impianto prototipo di Eurelios, sacrificata da Enel sull’altare della conservazione, potrebbe rientravi in maniera vincente e con molte prospettive.

Sulla carta, i vantaggi dei sistemi a torre rispetto ai parabolici lineari sono diversi. Consentono di raggiungere temperature più elevate in virtù di una maggiore concentrazione dell’energia solare. Questo permette sia di raggiungere efficienze di produzione elettrica più elevate, sia di realizzare un accumulo termico più efficace. Inoltre, questi sistemi si adattano a situazioni orografiche anche non perfettamente piane, mentre questo è un requisito stringente per i sistemi parabolici lineari. Infine, rispetto a questi ultimi si evita il trasporto di fluidi piuttosto critici per grandissime estensioni di tubazioni. A causa delle temperature elevate lo sviluppo dei sistemi a torre richiede la messa in campo di tecnologie sofisticate che richiedo il passaggio attraverso una fase di ricerca e sperimentazione.

L’aspetto di maggior criticità della tecnologia a torre solare è la realizzazione dell’accumulo termico ad elevata temperatura. Su quest’aspetto si stanno concentrando gli sforzi di ricerca e sviluppo in campo internazionale, soprattutto in Spagna e Stati Uniti. Nei due paesi sono stati realizzati diversi prototipi, volti soprattutto a sperimentare varie possibilità di accumulo.

Tecnologia a torre solare Impianti di ricerca e prototipi sviluppati nel mondo

La tendenza in atto sembra andare verso l’accumulo a sali fusi, iniziata in America col prototipo Solar Two e ripresa oggi in Spagna con lo sviluppo dell’impianto Solar Tres. Il paese europeo, con questa scelta, sta abbandonando la linea dell’accumulo con vapor saturo perseguita negli impianti PS10 e PS20. Le capacità di accumulo con vapore, infatti, sono piuttosto limitate, rendendo impossibile il raggiungimento di elevati fattori di utilizzazione, requisito che l’International Energy Agency ritiene indispensabile per il successo a lungo termine del solare termodinamico.
Tale requisito posto dalla IEA sull’accumulo mette fuori gioco molte tecnologie, oggi già abbastanza mature. È il caso degli impianti completi a olio diatermico, dove il costo di un accumulo significativo è economicamente impraticabile.
Furi gioco anche gli impianti con collettori Fresnel e a produzione diretta di vapore, a causa della bassa capacità di accumulo del vapore.
È quindi pensabile che in futuro si ridurrà fortemente il numero delle tecnologie tra loro in competizione. Il parabolico lineare, se avrà uno sviluppo, sarà abbinato a sali fusi, una volta risolte le criticità tecnologiche ad essi connesse. I sistemi a torre, probabilmente, avranno una penetrazione maggiore, poiché sono più adatti a raggiungere i requisiti posti dalla IEA: alta temperatura, alta efficienza, accumulo elevato ed efficiente.

Solar Two (USA)  Schema dell’impianto prototipo

Sotto questo punto di vista, la tecnologia giunta a un certo grado di sviluppo è proprio quella del prototipo americano Solar Two, ripresa in Spagna con l’impianto Solar Tres. Il limite, come detto, è costituito dal materiale di accumulo, il sale fuso, che richiede un’impiantistica complicata per la gestione, con conseguenze sui costi d’installazione, di manutenzione e di esercizio.
Una linea concorrente, sempre del tipo a torre solare, è rappresentata dalla soluzione multitorre con accumulo solido. La tecnologia è ancora in fase di ricerca, dunque ad uno stadio meno avanzato rispetto a quella a sali fusi, ma potrebbe divenire molto competitiva grazie alla semplificazione impiantistica e all’utilizzo di materiali esenti da criticità tecnologiche.

Sistemi CSP: valutazioni economiche e dei requisiti necessari
Lo sviluppo industriale dei sistemi CSP passa per il raggiungimento delle condizioni di competitività con le altre tecnologie (Grid Parity). A lungo termine, si considera che questa condizione di competitività sia raggiungibile con un costo di produzione dell’elettricità pari a circa 100 $/MWh. Si tratta di una sfida epocale se si pensa che il costo attualmente dichiarato dell’elettricità prodotta col solare termodinamico è almeno 250 $/MWh.
Analizziamo in dettaglio le principali leve economiche per raggiungere questo obiettivo:
•    Drastica riduzione del costo d’installazione
•    Miglioramento dell’efficienza
•    Incremento del fattore di utilizzazione degli impianti, legato all’accumulo
•    Installazione degli impianti in aree ad elevato irraggiamento

Accanto a questi fattori si dovrebbero aggiungere le cosiddette esternalità, cioè eventuali condizioni normative locali favorevoli, i vantaggi legati ai meccanismi di “emission trading” e, infine, la futura penalizzazione delle fonti fossili legata alla “Carbon Tax”, la cui applicazione sembra avvenire con modalità e tempi molto diluiti. Ecco l’effetto di queste leve sul costo dell’elettricità:

Sistemi CSP Costo dell’elettricità relativo ai sistemi CSP in funzione del fattore di utilizzo degli impianti, del costo d’installazione e del livello di insolazione

Se la riduzione del costo di impianto è determinante nell’avvicinamento alle condizioni di competitività del CSP, altrettanto importante appare l’aumento del fattore di utilizzazione degli impianti, reso possibile da un accumulo efficiente. L’incremento di questo fattore, infatti, consente di allargare considerevolmente l’area di applicazione, permettendo l’installazione di questi impianti anche in zone a insolazione medio bassa, oggi non economicamente possibile. Un altro dato interesante che emerge dal grafico è che una volta raggiunti costi di realizzazione bassi, dell’ordine dei 3 milioni di dollari per MW, l’effetto dell’insolazione gioca un ruolo più limitato. Un’indicazione ulteriore che ci porta verso ad un’espansione delle aree di possibile installazione del CSP.
Esistono, dunque, varie leve economiche che possono consentire il decollo del solare termodinamico. Le possibilità di realizzare questo sviluppo sono comunque legate ai successi scientifici e tecnologici dell’intensa attività di ricerca svolta in questo campo a livello internazionale.

Autore: Franco Donatini, Università di Pisa
email: franco.donatini@yahoo.it

Altro sull’argomento:
SOLARE TERMODINAMICO, PRODURRE E ACCUMULARE ENERGIA di Franco Donatini del 2 febbraio 2012

Si autorizza la riproduzione a fini non commerciali, con citazione obbligatoria della fonte e inserimento link a www.energheiamagazine.eu.

  • Facebook
  • Twitter
  • Add to favorites
  • Google
  • LinkedIn
  • Email
  • RSS