a) fin dalle sue origini il ST ha avuto un carattere internazionale essendo stato sviluppato per volontà di diversi paesi in un ambito di collaborazione e confronto. In tempi recenti ha visto la realizzazione o il progetto di impianti in quasi tutte le diverse aree geo-politiche del mondo. Questo tipo di sviluppo è collegato in modo naturale alla disponibilità della fonte solare in ampie zone attorno al globo.

b) fin dagli ‘80 le utility elettriche, specialmente quelle americane del Far West, hanno mostrato una concreta disponibilità verso il ST che, a differenza di eolico e fotovoltaico, proponeva impianti con logiche di funzionamento molto vicine a quelle degli impianti convenzionali.

Non bisogna dimenticare infatti che, a parte le esigenze di funzionamento della componentistica solare, gli impianti solari termodinamici hanno modalità di esercizio vicine a quelle degli impianti a combustibile fossile, non ultima quella di immettere energia elettrica sulla rete di alta o media tensione. Questo aspetto, spesso poco valutato, è invece significativo sia per le utility che hanno il compito di gestire il servizio elettrico su vaste aree sia per gli organismi regolatori del settore elettrico.

Inoltre grazie allo storage o all’integrazione fossile gli impianti possono garantire un servizio relativamente stabile e programmabile e anche spostare entro certi limiti la produzione elettrica quando è più utile alla rete. In altre parole possono essere gestiti all’interno del parco di generazione secondo i criteri di ottimizzazione energetica seguiti dalle utility di servizio pubblico.

Il Solare Termodinamico può trovare applicazione in una vastissima fascia compresa tra ± 40° di latitudine che abbraccia molti paesi ed ha per sua natura un mercato globale. Lo sfruttamento di aree marginali piccolissime, se raffrontate alla vastità dei territori, sarebbe sufficiente a coprire i fabbisogni elettrici di tutto il pianeta.

Confronto tra il costo del PV e del ST in funzione della latitudine stimato da DLR nel 2001. All’epoca la differenza era considerevole. Attualmente la situazione è simile a quella che al tempo era prospettata come futuribile, con il PV ridotto del 50 % circa. All’aumentare della latitudine i costi del ST aumentano più di quelli del PV a causa del diminuire del numero di ore di sole annuo e dell’impossibilità per il ST di utilizzare la componente diffusa della radiazione solare. (fonte V. Quaschning DLR 2001)

c) Per quanto riguarda i costi, la differenza rispetto al fotovoltaico era rilevantissima negli anni ’80, quando quest’ultima tecnologia aveva costi proibitivi che non lasciavano intravedere la possibilità di realizzare impianti di grandi dimensioni. Nell’ultimi 15 anni importanti piani di incentivazione di alcuni paesi guida hanno innescato la produzione massiccia di componenti di PV con diminuzioni decisive del costo del kWhe, che tuttavia si mantiene ancora superiore a quello del Solare Termodinamico.

Si è comunque ridotto notevolmente il margine tra i costi dei kWhe prodotti dalle due tecnologie ma questo risultato deriva principalmente da una situazione di disparità di sviluppo e di facilitazioni normative.

Per quanto riguarda la differenza nello stadio di sviluppo tra PV e ST basta considerare che fino ad alcuni anni fa vi era un solo produttore mondiale di tubi ricevitori per parabole lineari, cosi come la produzione degli specchi era limitata e 2 – 3 produttori. Numeri simili si ritrovano anche nell’expertise in grado di progettare, costruire e commissionare impianti. La tecnologia dei sali fusi applicabile al ST, ad esempio, era ed è tuttora, conosciuta da un numero limitato di esperti, la maggior parte dei quali vi ha lavorato direttamente negli anni ’80 e ’90. A queste esperienze si sono aggiunte quelle ENEA sviluppate in questi ultimi anni. Per quanto riguarda le normative poi, con l’avvio dei programmi Solar Roof e l’emissione delle normative tecniche a favore della piccola generazione distribuita, il PV ha accumulato un decennio di vantaggio sul ST.

Le stime aggiornate dei costi del Solare Termodinamico

Una delle caratteristiche peculiari del ST è che i costi di generazione possono variare notevolmente in funzione di tre fattori: 1) l’entità delle incentivazioni, 2) i limiti normativi collegati alle incentivazioni 3) la disponibilità di radiazione solare diretta.

Incentivi e limitazioni influiscono in modo decisivo, anche più della disponibilità di radiazione solare, sulla fattibilità economica, la configurazione di impianto e il profilo di esercizio. Analizzando le normative oggi in vigore nel mondo si può osservare che impianti realizzati in un paese non sarebbero ammessi in un altro o avrebbero ottenuto incentivazioni diverse. In generale i limiti normativi incidono sui costi di generazione per cui spesso il costo finale del kWhe solare è maggiore di quello che si potrebbe ottenere a parità di irraggiamento solare. Questo vale in particolare per il limite sulla dimensione di taglia degli impianti; va infatti tenuto presente che nel mondo termodinamico, solare o convenzionale che sia, la dimensione è uno dei primi fattori di economia di scala che agisce sia in fase costruttiva sia in quella di gestione. Anche la tendenza ad imporre un target minimo di share solare sul totale della produzione annua porta necessariamente ad aumentare campi solari e storage termici oltre quello che sarebbe il punto economico ottimale.

Ai vincoli normativi si sovrappone l’offerta tecnologica con soluzioni molto diverse, con il risultato di avere costi di produzione del kWhe solare variabili in un range piuttosto ampio, e costi di investimento che possono variare anche di un fattore 4. Questi ultimi dipendono in maniera decisiva dalla dimensione dello storage che, va ricordato, è sempre collegato alla dimensione del campo solare; per avere energia da immagazzinare durante le ore di esercizio è infatti necessario ampliare il campo solare oltre la potenza termica ricevibile dalla turbina. L’aumento della dimensione del campo solare contribuisce a far lievitare il costo di installazione unitario a fronte di una maggiore produzione annuale.


	Tecnologia base	Con storage	Senza storage
	Parabole lineari	USA 6,7 M$/MWe	USA 4,2 M$/MWe
	Parabole lineari	Spagna 6,0 – 6,4 M€/MWe	Spagna 4,0 M€/MWe
	Torre centrale	Spagna 13,5 M€/MWe	Spagna 3,2 M€/MWe
	Fresnel		USA 2,8 – 3,0 M$/MWe
	Dish - Stirling		10 k$/kWe
I costi di installazione unitari degli impianti solari termodinamici recenti sono distribuiti in un range che va da 2,8 a 13,5 M€/MWe in funzione della tecnologia e dello share solare previsto. Gli impianti dotati di storage sono progressivamente più costosi a seconda del numero di ore equivalenti di esercizio. I costi riportati in questa tabella sono forniti dai costruttori degli impianti come riportati da SolarPACES e si riferiscono agli impianti di recente costruzione ( Falchetta – 2009). I costi per gli impianti a torre centrale si riferiscono a quello in costruzione a sali fusi Solar Tres che dovrebbe avere una produttività equivalente di circa 5600 ore/anno e a quello dell’impianto PS10 la cui produttività dichiarata dovrebbe essere di 2000 ore equivalenti. Il costo dei sistemi dish - Stirling è puramente indicativo. Per quanto riguarda i costi di produzione unitaria LEC, il range dei valori è più contenuto e può essere fissato tra 13 e 22 c€/kWhe, con ammortamento degli impianti a 25 anni e 5% di interesse capitale, dove il valore inferiore si riferisce a stime aggiornate agli impianti USA nuovi in esercizio, ( NSO da 64 MWe) e quello superiore agli impianti in Spagna. Da notare che, per gli impianti SEGS in esercizio in California dagli anni ‘80, oggi gestiti dalla NextEra, il limite dei 25 anni, o è già stato raggiunto o lo sarà fra pochi anni; dato che tutto lascia pensare che il loro esercizio proseguirà, i loro costi di produzione indicati in letteratura talvolta tra 16 e 25 c€/kWhe dovranno essere rivisti al ribasso. Per l’Italia l’effetto dei maggiori oneri per il terreno e una lieve riduzione della radiazione disponibile rispetto alla Spagna, oltre che l’obbligo della presenza di uno storage termico, dovrebbe comportare un aumento del valore massimo che potrebbe collocarsi attorno a 24 c€/kWhe per impianti a parabole a olio. Mancano invece ancore dati basati sulla esperienza per la tecnologia a parabole a sali fusi oggi in sperimentazione nell’impianto Archimede. Più in generale questi costi, devono essere considerati parziali dato che non prendono in considerazione la tecnologia a collettori lineari di Fresnel, di cui ancora non si hanno esperienze su grandi impianti ma che promette riduzioni importanti, e quelle delle soluzioni di eSolar e Brite Source a torre centrale a vapore. l confronto tra le quantità specifiche di materiali impiegati nelle diverse soluzioni tecnologiche è un buon indicatore del costo finale di costruzione di impianto e permette di eliminare l’effetto del fattore di scala tra impianti di dimensioni diverse. I valori del grafico si riferiscono a 5 ipotetici impianti a tecnologia diversa e dotati di storage. Nella prima colonna è rappresentato un impianto a parabole lineari a olio con storage a sali fusi a due serbatoi a livello variabile tipo Andasol, nella seconda un impianto a torre centrale a sali fusi con lo stesso tipo di storage tipo Solar Tres. Questi due tipi di impianti costituiscono il riferimento delle rispettive tecnologie attuali. Gli altri casi si riferiscono a impianti innovativi non ancora costruiti. Si nota il considerevole peso dello storage per questi sistemi, sia in termini assoluti che relativi, tutti peggiorativi rispetto allo storage a sali fusi. Nel caso degli impianti a collettori di Fresnel, si ha un notevole risparmio di materiali anche nella costruzione del campo solare, il che rende questo concept assai promettente. Dal confronto di questi dati si evince che lo sviluppo di storage a basso costo è uno dei temi cruciali per l’applicazione del Solare Termodinamico a grandissima scala (fonte DLR – Progetto UE Needs 2009 ). Prospettive future per i costi del Solare Termodinamico Come evidenziato nel paragrafo iniziale il ST si trova in una fase di ripartenza dopo le realizzazioni degli anni ’80. Anche se per circa 15 anni non si sono avute nuove costruzioni commerciali, la ricerca industriale è proseguita approdando a miglioramenti importanti sulla componentistica solare che hanno immediatamente trovato applicazione nei nuovi e vecchi impianti. Le nuove opportunità insite nelle incentivazioni hanno permesso l’attivazione di iniziative nuove per contenuti e prospettive. Alcune delle soluzioni proposte sono fortemente innovative sia per quanto riguarda i concept di impianto che per la produzione dei componenti solari e la loro installazione. La costruzione di numerosi impianti sta facendo lievitare la produzione di componentistica come mai era accaduto finora, rendendo possibile quegli investimenti necessari alla produzione in grande serie che avrà sicuri ritorni sui costi unitari. L’aumento dei volumi di produzione, l’apertura di mercati diversi e la concorrenza sono destinati a portare alla riduzione dei costi di installazione e quindi di generazione. Vale la pena di ricordare che nel ST non esistono materiali chiave specifici che possono costituire colli di bottiglia allo sviluppo della produzione. Infine, ma non meno importante, si assiste alla crescita delle dimensioni medie dei singoli impianti, alcuni progetti hanno taglie dell’ordine delle centinaia di MWe, con ulteriori riduzioni per economia di scala. Grafico che rappresenta la “curva di apprendimento” del costo LEC del kWhe solare per gli impianti a parabole lineari a olio in funzione dell’installato cumulativo e che risulta in linea con a situazione attuale. Il grafico è stato realizzato negli anni ’90 quando gli altri concept oggi in sperimentazione, quali le parabole lineari a sali fusi o a vapore e i collettori di Fresnel, non erano ancora stati concepiti. La riduzione dei costi dipende dalla combinazione di più fattori tra i quali anche la dimensione dei singoli impianti. In questa valutazione della DLR del 2005 l’effetto di scaling degli impianti e il volume di produzione pesano quanto l’innovazione tecnologica. Da notare che lo scaling degli impianti non agisce sui costi della componentistica strettamente solare, ma principalmente sui costi unitari del power block convenzionale, sull’accumulo termico, sulla logistica del cantiere e sui costi di manutenzione del campo solare e dei componenti convenzionali a impianto in esercizio. Oltre ad agire sui costi, la dimensione dell’impianto migliora l’efficienza del ciclo termico incrementando la produzione netta specifica per kWe installato. (fonte Progetto NEEDS 2008)

Pagina aggiornata il 17 luglio 2010, visitata

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