Lo stato di salute del solare termodinamico. Intervista ad Angelantoni

Un'intervista a Gianluigi Angelantoni, amministratore delegato Angelantoni Industrie spa e Presidente di Archimede Solar Energy, per parlare del mercato del CSP in Italia e all'estero, della concorrenza del fotovoltaico, della centrale sperimentale Enel di Priolo, dell'evoluzione del progetto Desertec e dei piani industriali della sua azienda.

30/01/2013
Lo stato di salute del solare termodinamico. Intervista ad Angelantoni

Fotovoltaico, fotovoltaico, fotovoltaico ... Sembra che l’unica fonte che può produrre elettricità dal Sole sia questa. In realtà sottotraccia, senza troppo clamore, c’è chi lavora a portare avanti l’altra fonte elettrica solare, quella termodinamica, o CSP, concentrated solar power, dove l’energia della nostra stella è usata per produrre vapore da immettere in turbine con alternatore. Partito molti anni fa anche in Italia (alcuni ricorderanno l’impianto a torre e specchi da 1 MW di Adrano in Sicilia del 1981), il solare termodinamico sembra essere stato travolto in questi ultimi anni dall’avanzata impetuosa del fotovoltaico.

Persino il progetto Desertec, che riunisce decine di grandi imprese nella costruzione di centrali solari CSP in Nord Africa e Medio Oriente, per rifornire l’Europa, sembra essere in difficoltà, dopo che dal consorzio sono usciti giganti come Siemens e Bosch.

Da noi questa tecnologia ha conosciuto un ritorno di interesse grazie al progetto Archimede dell’Enea, utilizzato poi dall’Enel per realizzare la prima, e per ora unica, centrale solare termodinamica d’Italia, quella da 20 MW di Priolo (SR), entrata in funzione nel novembre del 2011. La tecnologia usata a Priolo è quella dei sali fusi, ideata dal premio Nobel Carlo Rubbia durante la sua breve esperienza come presidente Enea: in tubi speciali di vetro e acciaio posizionati nel fuoco di specchi parabolici, viene fatta scorrere una miscela di nitrati fusi, a oltre 500 °C. I sali fusi vengono accumulati in un serbatoio centrale, nel quale entra acqua ed esce vapore surriscaldato per la produzione elettrica. Il cuore di questa tecnologica sono gli speciali tubi ideati dall’Enea: in un cilindro di vetro in cui viene fatto il vuoto, rivestito di una superficie in grado di far penetrare la radiazione solare ma trattenere gli infrarossi, è contenuto il tubo in acciaio Inox in cui scorre il fluido a 550 °C. Questi tubi speciali vengono realizzati esclusivamente dalla società umbra Angelantoni, un caso di studio di come la green economy possa offrire nuovi spunti e nuovi mercati per risollevare le sorti industriali italiane.

Abbiamo chiesto al presidente di questa azienda, Gianluigi Angelantoni, di parlarci della salute del solare termodinamico.

Dottor Angelantoni, dopo l’inaugurazione della centrale di Priolo non se n’è più saputo nulla. Come sta andando quel prototipo?
Enel intende costruire una linea di sue centrali termodinamiche dello stesso tipo in Italia e nel mondo, per cui sta tenendo segreti tutti i risultati ottenuti a Priolo. Da mie fonti, però, so che la centrale sta funzionando ottimamente. Del resto se così non fosse Enel non proporrebbe ora di costruirne una seconda da 30 MW, chiamata Archetype, vicino a Catania.

In genere le centrali CSP usano come vettore termico acqua o oli minerali. Perché complicarsi la vita impiegando sali, che rischiano di solidificare nei tubi, bloccando l’impianto?
Le centrali che fanno bollire l’acqua direttamente nei tubi posti negli specchi, sono molto semplici, ma i tubi devono essere molto spessi, per resistere alla pressione del vapore, il che peggiora il rendimento. Inoltre, la gestione diretta del vapore sulle grandi superfici di specchi è problematica. Scaldare nei tubi un olio ad alto punto di ebollizione, invece, semplifica le cose, ma visto che accumulare tonnellate di olio infiammabile a 400 °C non è consigliabile, l’olio viene poi usato per fondere dei sali come accumulo termico, e poi questi per produrre vapore. Il tutto è macchinoso e abbassa l’efficienza. L’idea di Rubbia è stata quella di inviare direttamente nei tubi i sali fusi, evitando rischi di incidenti e inquinamento. Grazie ai nostri speciali tubi ricevitori, questa tecnica permette di lavorare fino a 550 °C, invece che a circa 3-400 °C come le altre, e raggiungere quindi rendimenti molto più elevati, circa il 20%. Inoltre, l’accumulo di sali fusi ad alta temperatura permette di immagazzinare abbastanza energia da far funzionare la centrale a piena potenza anche per 12 ore, in assenza di sole. Modulando opportunamente il prelievo di energia dal serbatoio si può tenere l’impianto in funzione per oltre una settimana senza sole, prima di ricorrere a un bruciatore a gas d’emergenza. Insomma, nei luoghi con forte insolazione, le centrali a sali fusi rendono la produzione elettrica solare quasi continua e programmabile. Inoltre, sempre per le temperature elevate, producono anche molto calore di scarto, nella fase di condensazione del vapore, che può essere usato localmente, per esempio per dissalare l’acqua di mare.

Però in Spagna sembra si punti molto sugli impianti a torre centrale con specchi che riflettono il sole sulla caldaia posta in alto …
Quella tecnologia è meno costosa, perché usa specchi piani e tutta la parte idraulica è concentrata nella torre. Ma ha limiti di potenza, perché gli specchi riflettenti non possono stare troppo lontani dalla torre centrale, e le stesse torri, alte 100-200 metri, non sono proprio l’ideale quando si vuole preservare il paesaggio … un progetto di questo tipo in Sicilia è stato subito bocciato.

Ma secondo lei il solare termodinamico è adatto al nostro Paese?
Si, ma solo nel Meridione, l’unica parte d’Italia che raggiunge o supera l’insolazione minima necessaria al CSP, 1.800 kWh/mq annui. Un’altra limitazione è quella di aver bisogno di terreni piani ma, essendo gli specchi molto distanziati fra loro, il CSP consente anche la coltivazione. Inoltre, il vantaggio dell’accumulo di cui si diceva è importante per il nostro Paese, per i non trascurabili problemi di dispacciamento che ha la rete italiana. Comunque, grazie anche a incentivi fra i più alti del mondo, la somma dei progetti presentati dovrebbe portare ad avere in Italia entro il 2016, 600-800 MW di impianti CSP, concentrati in Sicilia e Sardegna. E c’è anche un altro interessante sviluppo di questa tecnologia: usando collettori piani con lente di Fresnel e fluidi a basso punto di ebollizione si può produrre - certo, con rendimenti molto più bassi - elettricità solare termodinamica anche in zone meno soleggiate rispetto al Sud Italia. È un sistema che si integra bene con la produzione di elettricità da biomasse, portandola a fattori di capacità di 8.000 ore l’anno.

Forse, però, la concorrenza più forte al CSP arriva dal «fratello» fotovoltaico, il cui crollo dei prezzi ha messo spesso fuori mercato il più complesso solare termodinamico. Per esempio in California grandi impianti solari progettati per il termodinamico, vengono ora realizzati con il fotovoltaico.
Il CSP resta più economico del fotovoltaico, avendo oggi un costo di 0,14 euro/kWh, che pensiamo scenderà nei prossimi anni a 0,10 euro/kWh. Il fotovoltaico è ancora intorno a 0,18 euro/kWh. Certo per il CSP la discesa dei prezzi sarà più lenta, visto che usa componenti già molto maturi, come le turbine a vapore. A mio parere il fotovoltaico, imbattibile per i piccoli e medi impianti montati sui tetti, non è la scelta ottimale per le grandi centrali di potenza, avendo il CSP anche il vantaggio dell’accumulo energetico già integrato nella tecnologia, e la possibilità di usare il calore di scarto. Infatti, se guardiamo al mercato mondiale, le previsioni per il CSP sono esaltanti: la sola Arabia Saudita conta di costruire entro il 2032, 25 GW di impianti che utilizzano questa tecnologia, contro 16 GW di fotovoltaico e 10 GW di eolico. La prima centrale saudita CSP da 150 MW è già in costruzione. Noi stessi stiamo per firmare un contratto per 32.000 tubi ricevitori con un consorzio cinese, per una centrale da 50 MW a sali fusi in Tibet. Sarà il primo passo di un impianto gigantesco, da 15 GW, che si estenderà su 2.000 kmq a oltre 3.000 metri, dove le condizioni di irraggiamento e temperatura sono ideali.

Per Desertec, però, le prospettive non sembrano così rosee …
La mia azienda partecipava a Desertec tramite Siemens, che era nostro azionista. Ora che Siemens, volendosi concentrare nell’eolico, ci ha rivenduto le sue quote ed è uscita da Desertec, siamo rimasti fuori da quel consorzio, perché fatto da ditte troppo più grandi di noi. Comunque ci teniamo informati sull’iniziativa, e quando ho incontrato a novembre il presidente di Desertec, questi mi ha detto che, anche dopo l’abbandono di Siemens e Bosch, la salute del consorzio è ottima: sono partiti con 8 aziende e oggi, anche senza i due tedeschi, sono in 55. Certo, la crisi economica globale e le rivoluzioni nei Paesi arabi hanno scombussolato i loro piani, e anche il primo approccio, un po’ troppo colonialista nel suo voler produrre solo per esportare in Europa, non li ha aiutati. Ma ora Desertec ha cambiato obbiettivo e punta prima di tutto a produrre energia rinnovabile a prezzi competitivi per quei popoli, che ne sono affamati. Il primo impianto CSP Desertec da 2 GW è già in costruzione a Ouarzazate, in Marocco, e un altro sperimentale, che produce anche acqua potabile, è in funzione in Egitto.

E voi avete sofferto per l’uscita di Siemens?
Per niente, usciti loro si sono precipitati in Angelantoni i giapponesi di Khyoda, un gigante da 3,5 miliardi di euro di fatturato, leader nelle tecnologie del gas naturale liquefatto. Con i loro contatti nei Paesi arabi del Golfo e in Australia, contiamo di produrre insieme centrali a sali fusi per quei Paesi. Un primo passo in questa partnership è l’investimento da 6,5 milioni per un piccolo impianto sperimentale da 400 kW, posto vicino alla nostra sede in Umbria. Lo so che il luogo non è ideale come irraggiamento, ma almeno potremo farlo funzionare in proprio e ricavare tutti i dati che ci servono per la produzione industriale, senza dover passare da Enel.

(di Alessandro Codegoni – QualEnergia.it)