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Sistemi di generazione distribuita: stato dell’arte, aspetti tariffari e autorizzativi

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Sistemi di generazione distribuita: stato dell’arte, aspetti tariffari e autorizzativi

Il presente Rapporto descrive le attività di Ricerca di Sistema svolte nell’ambito dell’Area USI FINALI, relativamente al Progetto 1, “Sistemi di Mini-Microgenerazione elettrica, sistemi Co-Trigenerativi e sistemi di accumulo” Nel capitolo 2 a cura di Mauro Scagliotti, viene presentato un sintetico aggiornamento a tutto il 2007 sulle principali attività in corso a livello internazionale sui sistemi di potenza a celle a combustibile per applicazioni stazionarie. Vengono esaminati in particolare i risultati di alcune campagne di prova presso utenze reali, le prospettive delle principali tecnologie e la normativa internazionale e nazionale riguardante l’installazione, la sicurezza e la misura delle prestazioni di questi sistemi di potenza. Il presente aggiornamento fa riferimento in particolare allo stato dell’arte sui costruttori e sui sistemi a celle a combustibile di piccola taglia per applicazioni cogenerative residenziali contenuta nel rapporto di Ricerca di Sistema 2006 “Analisi tecnico-economica e sperimentazione di sistemi co-trigenerativi” (Autori: F. Armanasco et al, Rapporto CESI RICERCA, Prot. 06007178, 2006). Le informazioni riportate qui di seguito sono state raccolte dall’autore nel 2007 tramite la partecipazione a convegni, seminari specialistici, comitati normativi e contatti con costruttori ed utilizzatori. I sistemi di potenza a celle a combustibile per applicazioni stazionarie vengono di solito classificati in base alla potenza elettrica netta in uscita in sistemi di piccola taglia, fino a 10 kWe, e in sistemi di grande taglia di potenza superiore a 10 kWe. Questa distinzione è stata recentemente introdotta anche nella normativa internazionale sull’installazione di sistemi a celle a combustibile per applicazioni stazionarie che stabilisce requisiti minimi differenti in base alla potenza elettrica netta in uscita dal sistema. Lo stadio di sviluppo e le prospettive dei sistemi di piccola e grande taglia sono state prese in esame separatamente in due distinti paragrafi. La competizione tra le principali tecnologie di cella PEFC (Polymer Electrolyte Fuel Cell), PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell), MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) e SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) è ancora relativamente aperta sui sistemi di potenza superiore ai 10 kWe. Le celle ad elettrolita polimerico PEFC mantengono un certo interesse per applicazioni industriali di nicchia come quella degli impianti cloro-soda, dove è disponibile idrogeno di sufficiente purezza altrimenti inutilizzato e al tempo stesso vi è una domanda di potenza elettrica in corrente continua. Nuvera Fuel Cells e la società danese NedStack hanno realizzato e sperimentato sistemi di potenza per l’applicazione in impianti cloro-soda negli ultimi due anni. Per contro l’interesse per applicazioni PEFC cogenerative di taglia superiore ai 10 kWe è diminuito rispetto all’inizio del decennio e si segnalano solo iniziative su pochi prototipi tra cui uno in Italia sviluppato congiuntamente tra Arcotronics e ICI Caldaie. Rispetto alle altre principali tecnologie le celle PEFC sono quelle con la durata di vita più bassa e solo su celle da laboratorio sono state raggiunte 20000 ore di funzionamento. Le PEFC sono anche soggette più di altre tecnologie a fenomeni di “sudden death”. I principali costruttori di PEFC, tra cui la canadese Ballard, si sono focalizzati sulle applicazioni veicolari, che richiedono durate di vita di qualche migliaia di ore a fronte di numerosi cicli di avvio e spegnimento, e/o stazionarie di piccola taglia. La tecnologia ad acido fosforico sta conoscendo in questi anni una certa ripresa di interesse. Negli anni scorsi sono stati installate e sperimentate centinaia di unità PureCell™ 200 da 200 kWe di UTC (unità già nota come PC25™) e diverse di queste hanno superato le 40000 ore di funzionamento, con un primato superiore alle 60000 ore realizzato da quella presso la Stazione di Polizia del Central Park di New York. Anche i sistemi da 100 kWe di seconda generazione di Fuji (modello FP-100F) hanno superato le 40000 ore di funzionamento in questi anni. I due maggiori costruttori di sistemi PAFC, UTC Fuel Cell e Fuji prevedono ora di introdurre sul mercato nuovi modelli più compatti e a costi inferiori. Le celle a carbonati fusi MCFC si stanno confermando come una delle tecnologie più promettenti per applicazioni cogenerative di grande taglia ed elevata efficienza sia in ambienti industriali, sia nei servizi (hotel, ospedali, ecc.). La flessibilità rispetto al combustibile e la possibilità in particolare di utilizzare

combustibili da fonti rinnovabili come le biomasse le rendono particolarmente interessanti. Nell’attuale stadio di sviluppo della tecnologia le MCFC possono essere usate solo per soddisfare un carico di base. Solo mediante l’accoppiamento con una turbina a gas si può garantire una certa flessibilità di risposta al carico. Il numero di costruttori si è notevolmente ridotto nel corso degli anni. Dopo l’abbandono delle industrie giapponesi restano sul mercato Fuel Cell Energy (FCE), CFC Solutions, Gencell, Ansaldo Fuel Cell (AFCo) e POSCO (Corea del Sud). I risultati pubblicati negli ultimi anni sono molto buoni anche se restano aperte problematiche importanti, relative alla durata di vita del modulo elettrochimico, su cui si dovranno concentrare i prossimi programmi di R&S. Si stima stati installati nel mondo a fine 2007 circa 23 MW di sistemi MCFC di cui 17 MW di FCE, 5 MW di CFC Solutions e 1 MW di AFCo. Il sistema DFC ® 1500 da 1 MWe di FCE è inoltre il sistema a celle a combustibile di maggior potenza attualmente in funzione. La flotta di sistemi DFC ® di Fuel Cell Energy (FCE) e Hot Module ® di CFC Solutions ha raggiunto quest’anno una disponibilità in rete attorno al 95% con un’efficienza elettrica iniziale rispetto al potere calorifico inferiore del combustibile attorno al 47%. Un’efficienza elettrica massima del 58% è stata raggiunta durante le prove di collaudo del primo prototipo di sistema ibrido DFC/T che include una microturbina Capstone. I limiti di durata delle MCFC vengono migliorati anno dopo anno, con progressi incrementali. Nel 2007 sono state raggiunte da un impianto a carbonati fusi con tecnologia FCE le 30000 ore di servizio senza sostituzione del modulo elettrochimico, mentre una monocella realizzata con tecnologia giapponese ha superato al CRIEPI le 60000 ore di funzionamento. Il decadimento delle prestazioni, generalmente lento nel tempo, può essere gestito con il progressivo derating dell’impianto e con la successiva sostituzione del modulo elettrochimico una volta raggiunta una soglia minima di prestazioni concordata con il cliente. Nel campo delle celle SOFC la tecnologia tubolare di Siemens continua a confermarsi valida con eccellenti risultati in termini di stabilità di prestazioni, disponibilità ed efficienza fatte registrare dal sistema CHP 100 in funzione presso lo stabilimento torinese di TurboCare (gruppo Siemens). Lo sviluppo di sistemi di taglia superiore ai 100 kWe, con tecnologie alternative e di costo più contenuto, resta per contro molto lento e caratterizzato da continui spostamenti in avanti delle principali milestone rispetto ai programmi annunciati. Un numero limitato di costruttori (Siemens, General Electric, Rolls Royce, Wärtsilä, Versa Power Systems) si sta occupando dello sviluppo di sistemi SOFC di grande taglia. In Europa la finlandese Wärtsilä ha realizzato e messo in funzione nell’ottobre 2007 il suo primo sistema da 20 kWe basato sulla tecnologia SOFC a temperatura intermedia (750 °C) di Topsoe Fuel Cell. I sistemi di potenza di piccola taglia per applicazioni stazionari vedono di fatto in competizione due sole tecnologie: PEFC e SOFC. All’interno ciascuna di queste tecnologie è poi possibile effettuare ulteriori distinzioni, sulla base dell’intervallo di temperatura di funzionamento. Le principali aree di applicazione sono attualmente due: i sistemi di back up/UPS, soprattutto per le telecomunicazioni e la microcogenerazione residenziale. Secondo le valutazioni tecnico economiche di diversi autori i sistemi a celle a combustibile PEFC possono già ora competere con i tradizionali sistemi a batterie sul mercato dei sistemi di back up ad elevata autonomia. Si tratta di applicazioni dove la durata complessiva di vita del modulo elettrochimico è meno critica, rispetto all’affidabilità, alla rapidità di avviamento e all’autonomia che può essere raggiunta con un volume ridotto di bombole di idrogeno compresso. Sono soprattutto costruttori statunitensi come ReliOn e Plug Power a sviluppare sistemi con tecnologia PEFC specificatamente destinati al mercato dei sistemi di back up. CESI RICERCA ha direttamente sperimentato presso i propri laboratori di Milano tre unità da 1 kWe di ReliOn, acquistate nel 2004, con risultati molto positivi sulla disponibilità (>99,9%) e sull’affidabilità. I risultati da noi ottenuti sono stati in generale migliori rispetto a quelli riportati in letteratura, relativi a versioni precedenti delle stesse unità, a dimostrazione dei continui progressi tecnologici anche a livello di sistema. Sistemi PEFC e SOFC per microcogenerazione residenziale sono in corso di sviluppo e sperimentazione in Giappone, Stati Uniti, Canada, Europa ed Australia. Al momento il numero di sistemi PEFC installati supera largamente quello dei sistemi SOFC, ma entrambe le tecnologie sembrano avere possibilità di successo sul mercato della microcogenerazione. Secondo l’opinione dei giapponesi SOFC, PEFC e motori a gas potrebbero coesistere sul mercato della microcogenerazione residenziale. Per le loro caratteristiche, i sistemi SOFC sarebbero ad esempio più adatti nei siti in cui è prevalente la domanda di energia elettrica, mentre all’opposto i motori a gas sarebbero la scelta migliore in siti a prevalente domanda di calore. I sistemi PEFC potrebbero soddisfare adeguatamente una domanda elettrica e termica intermedia tra questi due estremi. Tra i costruttori di piccoli sistemi PEFC cogenerativi si segnalano le società gaipponesi Ebara-Ballard, Panasonic, Sanyo, Toshiba FCP, Toyota e la statunitense Plug Power che, oltre ai sistemi di back up, sviluppa anche sistemi per cogenerazione residenziale e collabora in Europa con Vaillant. In Europa vi sono

alcuni costruttori, come la tedesca Baxi Innotech (già nota come European Fuel Cell), che fa parte del gruppo inglese Baxi, leader del settore termosanitario. Diverse aziende puntano invece allo sviluppo di sistemi microcogenerativi basati sulla tecnologia SOFC: Kyocera e Toto in Giappone, Acumentrics negli Stati Uniti, Ceramic Fuel Cells in Australia, Staxera, Hexis AG, Ceres, HTceramix e SOFC Power in Europa. In Giappone nell’ambito di un grande progetto dimostrativo su sistemi PEFC da 1 kWe per microcogenerazione sarà completata entro marzo 2008 l’installazione e la messa in funzione di ben 2187 unità PEFC da 1 kWe alimentate a gas, GPL e kerosene. Nel 2007 sono stati pubblicati dati statistici registrati durante il primo anno di funzionamento su un gruppo di 175 unità installate nel 2005. Rispetto al potere calorifico superiore del combustibile è stata ottenuta un’efficienza elettrica media pari al 29,1 % ed un’efficienza termica media del 40,7%. Se si considera solo l’energia effettivamente utilizzata sul sito (“efficienza di utilizzo”) l’efficienza elettrica media risulta un po’ più bassa (26%). Tra le cause di fuori servizio i guasti sui sistemi ausiliari e di controllo sono fin qui prevalenti rispetto a quelli sul modulo elettrochimico. Nel complesso i primi risultati pubblicati dai giapponesi sembrano migliori di quelli ottenuti in una precedente, analoga campagna di prova su circa novanta unità condotta negli Stati Uniti tra il 2001 ed il 2004. In Giappone, oltre al grande progetto dimostrativo sulla tecnologia PEFC è in corso anche un secondo progetto dimostrativo su trenta sistemi con tecnologia SOFC. In Europa è proseguita nel 2007 la fase di sviluppo di nuovi piccoli sistemi SOFC da parte di Hexis AG, Ceres e Staxera. Anche l’Italia è ora rappresentata tra i costruttori si microsistemi SOFC dopo l’acquisizione nel maggio 2007 da parte del gruppo Eurocoating – Turbocoating della società svizzera HTceramix. E’ stata creata una nuova società, SOFC Power, con sede a Trento, che punta allo sviluppo di sistemi basati su un modulo base denominato HotBox™ che include uno stack SOFC di celle a geometria planare funzionante a temperature comprese tra 650 °C e 850 °C. CESI RICERCA ha avviato contatti con questa società per possibili future collaborazioni. Sempre in Italia va segnalato l’interesse di Merloni Termosanitari (MTS) per lo sviluppo di caldaie murali che integrino sistemi SOFC. MTS prosegue in particolare la collaborazione avviata con il costruttore statunitense Acumentrics. A conclusione della sezione riguardante le celle a combustibile un paragrafo è stato dedicato allo stato di avanzamento dei lavori all’interno del comitato tecnico normativo 105 Fuel Cell Technologies della IEC (International Electrotechnical Commission) che ha il compito di sviluppare norme internazionali riguardanti tutte le applicazioni delle celle a combustibile, con la sola esclusione di quelle automobilistiche, di pertinenza di ISO. L’autore di questo rapporto è presidente del comitato nazionale italiano 105 per il triennio 2007-2009 e membro di due gruppi di lavoro internazionali. Tre norme internazionali IEC sui sistemi di potenza stazionari riguardanti rispettivamente la sicurezza, i metodi di misura di prestazioni e l’installazione sono state pubblicate recentemente. A queste va aggiunta una norma riguardante i moduli a celle a combustibile intesi come unità base dei sistemi di potenza completi. Alcune di queste norme sono già state recepite a livello europeo e nazionale e possono essere acquistate su CEI Webstore sul sito internet www.ceiuni.it. A livello europeo si sta concludendo il ciclo di approvazione di una nuova norma riguardante gli apparecchi a gas a celle a combustibile destinati ad applicazioni cogenerative e con potenza termica in ingresso inferiore a 70 kW ed una potenza elettrica in uscita inferiore a 11 kWe. Questa norma è stata preparata sulla base del mandato M/349 che la European Commission e la European Free Trade Association ha dato a CEN/CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardisation). Parecchio lavoro resta comunque da fare sia per armonizzare la normativa sviluppata indipendentemente nelle differenti aree geografiche (Giappone, Nord America ed Europa) sia per integrare i risultati delle recenti esperienze in corso in norme esistenti, preparate negli anni scorsi sulla base di un limitato numero di prototipi e casi studio. Il capitolo 3 a cura di Fabrizio Paletta riporta un outlook dello sviluppo del solare fotovoltaico in Italia e nei principali paesi produttori nel mondo aggiornato alla fine del 2006, e quando possibile alla fine 2007. Sono stati considerati molti aspetti: • La penetrazione del fotovoltaico in Italia ha visto crescere nel 2007 la quantità degli impianti installati sul territorio nazionale di circa 6.050 unità, di taglia compresa tra 1 e 1000 kW, per una potenza totale equivalente di 60 MW e una potenza totale cumulata di 101 MW. L’incremento di installato è strettamente correlato all’effetto del conto energia che nel 2007 ha iniziato a mostrare la sua efficace azione di stimolo del mercato fotovoltaico. I dati riassunti nelle varie tabelle e grafici sono molto affidabili grazie alla cura con cui il GSE mantiene aggiornate queste informazioni sul suo sito.

• La penetrazione del fotovoltaico nel mondo è oggetto di discussione: le 4- 5 fonti disponibili, aggiornate con tempi e modi diversi, indicano uno spread di valori per la potenza fotovoltaica cumulata compresi comunque tra 5,7 e 6,6 GW a fine 2006. Il tasso di crescita dal 2005 al 2006 conferma l’andamento degli anni precedenti ed oscilla a seconda delle stime tra 35 e 40%. Il paese al mondo con più potenza installata risulta essere la Germania con 2860 MW di potenza totale cumulata e un incremento di quasi 1000 MW nel solo 2006, seguita dal Giappone con 1708 MW. • Il mercato fotovoltaico mondiale dei moduli nel 2006 è stato ampiamente dominato da Germania e Giappone i principali produttori con il 22% e il 37% della quota totale del mercato che vale 2520 MW: Il leader del mercato è la giapponese Sharp, insidiata da un folto gruppo di forti produttori tedeschi e emergenti cinesi. Il decimo produttore al mondo supera ormai 85 MW di moduli prodotti e venduti. Il 90% del mercato è fatto di moduli al silicio ma i moduli in film sottile iniziano a contribuire in maniera significativa al totale con quasi 200 MW divisi tra amorfo , CIS e CdTe. • Un indagine sui produttori cinesi ha evidenziato che ben 32 produttori sono realmente attivi in Cina a fine 2007 e tutti con programmi di espansione molto importanti. • La valutazione delle potenzialità della industria fotovoltaica italiana ha messo in evidenza 4 nuove aziende che hanno avviato la costruzione di fabbriche per la produzione di Silicio e circa 20 aziende che dichiarano di avere capacità produttive di celle e moduli. • L’updating dello Stato dell’arte delle tecnologie fotovoltaiche nel 2006-2007 è evidenziato da una accurata analisi dei record di efficienza per i seguenti tipi di celle e moduli Celle al silicio, con 6 sottogruppi Celle a film sottile, con 6 sottogruppi Celle a multigiunzione, 2 sottogruppi, con e senza concentrazione Celle organiche, con 5 sottogruppi • I costi correnti e a breve termine dei principali componenti di un sistema fotovoltaico, moduli, inverter e impianti chiavi in mano. Nel 2006 e nel 2007 il prezzo sul mercato dei moduli e di conseguenza dei sistemi completi ha fortemente risentito della bolla speculativa legata alla scarsità di silicio disponibile per uso fotovoltaico. Nel capitolo 4 a cura di Fabrizio Paletta e Omar Perego viene analizzato il nuovo regime di ritiro dedicato, introdotto in Italia con Delibera AEEG n. 387/07 (paragrafo 4.1) che sostituisce il preesistente regime regolato dalla delibera AEEG n. 34/05 (abrogata nel 2007), inerente i meccanismi di ritiro da parte del GSE dell’energia elettrica prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili e da impianti alimentati da fonti non rinnovabili di potenza inferiore a 10 MVA. Il regime di ritiro dedicato regola la posizione contrattuale del produttore che vuole immettere l’energia elettrica prodotta dall’impianto in rete, definendo le condizioni tecnico economiche di questa fornitura. La delibera fissa le regole per il calcolo dei prezzi di ritiro dell’energia elettrica, riconoscendo al produttore il prezzo di mercato riferito alla zona in cui è collocato l’impianto, oppure, nel caso di impianti alimentati dalle fonti rinnovabili di potenza fino a 1 MW, un “prezzo minimo garantito”, limitatamente ai primi 2 milioni di kWh di energia elettrica immessa in un anno. Inoltre con la delibera n. 387/07 il GSE diventa il tramite tra il produttore e le controparti (distributore, rete di trasmissione, ecc.) a cui spettano i corrispettivi amministrativi e relativi ai servizi resi disponibili dalla rete elettrica (trasporto, trasmissione e misura). Nello stesso paragrafo è riportato un esempio di applicazione della normativa citata al caso di un impianto fotovoltaico di 1 MW che fornisce energia elettrica alla rete, non soggetto all’obbligo di fornire un programma di immissione. Nel paragrafo 4.2 si analizzano misure o strumenti di supporto che sono stati introdotti in Europa per aiutare la diffusione della generazione distribuita e delle fonti rinnovabili. Tra questi si possono citare:

null Net metering, applicato soprattutto a fotovoltaico e eolico, consiste nell’applicare uno scambio tra autoproduttore e distributore tra l’energia prelevata e quella ceduta, considerandole economicamente equivalenti null Net billing è una versione modificata del Net metering classico e richiede una misurazione più sofisticata null Feed-in tariffs sono tariffe fissate dall’autorità pubblica, inserite in un meccanismo che obbliga il distributore locale ad acquistare l’energia prodotta dall’impianto ad un prezzo calibrato sulla fonte di generazione (rinnovabile o sistemi CHP) spesso più alto del prezzo di mercato null Sussidi all’investimento servono a superare l’ostacolo creato dall’alto costo iniziale degli impianti e valgono in genere tra il 20% e il 40% del costo del progetto null Obblighi di quota (Certificati Verdi e Certificati Bianchi): per ogni paese esistono soglie che fissano la quantità (quota) di energia elettrica che deve essere prodotta mediante fonti pulite (rinnovabili e CHP). I produttori di elettricità si devono attrezzare per essere in grado di raggiungere questi obbiettivi che sono fissati dai governi nazionali. I distributori e produttori possono anche commerciare l’elettricità “pulita” acquistandola sul mercato, facendo uso di certificati che possono essere venduti e produrre reddito, e vendendo poi l’elettricità ai normali prezzi di mercato. null Gare d’appalto per finanziare i migliori progetti in termini di qualità tecnica, costi, impatto socio economico e ambientale; è un supporto finanziario creato ad hoc null Garanzia di origine significa produzione di energia da cogenerazione ad alta efficienza o da fonti rinnovabili; questo certificato di origine deve essere mutuamente riconosciuto dai vari paesi EU, consentendo una compravendita di questa energia transnazionale. Nel paragrafo 4.3 si analizzano gli incentivi relativi alle rinnovabili ed in particolare al fotovoltaico, aggiornati ove possibile al 2007, in Italia e nei paesi membri della comunità. Si riconoscono essenzialmente due tipologie fondamentali di meccanismi: tariffe di feed-in e sussidi all’investimento. Nel paragrafo sono analizzati gli esiti di questi meccanismi sull’incremento di generazione fotovoltaica nei vari paesi. Nel capitolo 5 a cura di Fabrizio Paletta e Omar Perego, vengono fornite proposte specifiche per la standardizzazione delle procedure autorizzative e di certificazione per la Generazione Distribuita (GD) e i sistemi a energia rinnovabile (RES) che potrebbero essere proficuamente adottate sia in Italia, eliminando discrepanze tra le varie regioni e province sia nei paesi della UE. Si prende anche in considerazione l’idea di introdurre una sorta di Autorità indipendente dedicata per la certificazione di GD e RES a livello europeo per limitare le richieste ripetute di test che oggi sono necessari per ottenere le varie autorizzazioni. Cosi facendo, si riduce o si annulla la necessità di riprogettare i sistemi o di effettuare testing sul sito. Lo scopo di queste proposte, o protocolli, è infine quello di rimuovere una quantità significativa di costi e di ritardi che oggi affliggono le installazioni di GD e RES nella fase antecedente la loro messa in servizio, altresì aumentandone la competitività con altre fonti energetiche. Il rapporto “Procedure di autorizzazione e processi di certificazione della GD. Analisi degli effetti delle forme d’incentivazione nazionale”, n. prot. 06007177, costituisce il punto di partenza per l’analisi riportata nel seguito. Dall’indagine condotta nel rapporto citato è emersa la difficoltà a proporre una suite di procedure autorizzative che possano essere comunemente e positivamente accettate in Italia e in Europa.. Ci sono al momento troppe leggi differenti nei vari paesi che regolano e limitano nello stesso tempo le procedure per implementare la DG. Le leggi sono complesse, non mutuamente allineate e proteggono interessi nazionali diversi. Inoltre la GD è un argomento ancora giovane nella legislazione attuale, ma molteplici sono le iniziative a suo favore nei paesi europei. Problemi comuni legati agli aspetti ambientali e alla produzione di energia offrono una buona opportunità per offrire alla comunità sempre più coinvolta nelle questione energetiche un metodo per superare le procedure autorizzative esistenti e incrementare il numero delle installazioni di GD. L’obbiettivo minimo di questo lavoro è contribuire a ridurre le barriere esistenti alle installazioni di GD, specie nel senso di ridurre i costi e lo spreco di tempo e di risorse per completare le procedure autorizzative. In realtà, in una prima fase, piuttosto che proporre rigidamente procedure comuni si preferisce evidenziare sulla base delle informazioni acquisite le migliori esperienze nel settore emerse nei vari paesi UE e sperare

che ciascun paese adotti nell’ambito delle insieme di idee quelle che sono più compatibile con le esigenze nazionali. Il capitolo 6 a cura di Vittorio Brignoli riporta lo stato del Solare Termodinamico aggiornato al 2007 Dopo anni di stasi sono stati completati e posti in esercizio due nuovi impianti, diversi per taglia, tecnologia e ambientazione: uno in Spagna da 10 MWe e uno negli USA da 64 MWe. Sono inoltre proseguiti i lavori di costruzione di altri grandi impianti in Spagna e si sono succeduti annunci di importanti iniziative negli USA e in altri Paesi. In Egitto e in Algeria si sono avuti importanti avanzamenti dei progetti in sviluppo da anni e si prevede ora il passaggio alla fase di costruzione. Per i prossimi anni è attesa la costruzione di nuovi impianti per diverse centinaia di MWe, di cui 400 solo in Spagna (120 già in costruzione effettiva a fine 2007). Il biennio 2006 –2007 ha visto anche un ritorno dell’interesse dell’ industria che, da un lato, ha raccolto i frutti di anni di ricerche e dall’altro ha riproposto il sistema a torre centrale a vapore che sembrava superato dopo le esperienze degli anni 80. La ricerca in Spagna ha proseguito le esperienze nel campo della generazione diretta di vapore con le parabole lineari e ha avviato una nuova sperimentazione nel settore dei collettori lineari di Fresnel, tecnologia quest’ultima, che promette di ridurre in modo importante il costo delle installazioni. In Italia si è avuto un notevole interesse per il Solare Termodinamico, con l’annuncio dell’emissione di una specifica normativa di incentivazioni ispirata a quella in vigore in Spagna e con prese di posizioni di alcune Regioni che si sono dichiarate disponibili ad accettare nuovi impianti sul proprio territorio. In particolare in Sardegna si sono avute varie iniziative di sostegno in vista di nuove sperimentazioni previste per il 2008. Di rilievo è stato anche l’annuncio congiunto di ENEA e ENEL della continuazione del Progetto Archimede ad una taglia ridotta rispetto quella originale. In sintesi il Solare Termodinamico sta attraversando un periodo di grande sviluppo che interessa diversi Paesi. Se le prestazioni degli impianti realizzati e in costruzione saranno quelle previste dai progettisti si avrà, nel prossimo decennio, un progressivo aumento di questo tipo di installazioni, che porterà ad ulteriori miglioramenti tecnologici e riduzioni dei costi. Contemporaneamente altri concept, oggi in sperimentazione, come la generazione diretta di vapore in campo o l’impiego dei sali fusi, potrebbero incidere, nel lungo periodo, sullo sviluppo del settore e risultare infine vincenti nella competizione sulla riduzione del costo del kWhe solare.

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