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Titolo: In Egitto aste per il fotovoltaico con prezzo massimo fissato a 25 euro/MWh

 
https://www.pv-magazine.com/2018/09/11/egypt-wants-cheaper-solar-bids-lowers-bar-to-0-025-kwh/
 
 
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The Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) has informed all
participants to a tender for the deployment of 600 MW of PV capacity in the
West of Nile Area that it won’t accept bids exceeding $0.025/kWh. In its
tender for the 200 MW Kom Ombo solar project, the lowest bid, submitted by
Saudi energy company ACWA, was $0.02752.
</">
 
Non è la prima volta che nelle zone di Africa e Medio Oriente nelle aste si
scendeva sotto i 25 euro/MWh, ma ora a quanto pare sta diventando una
regola.

 regola.
 
Ehmmm... 25 DOLLARI/MWh. In euro sono 21,6.

 ma ora a quanto pare sta diventando una regola.
 
A €1000/kW(p) e 1000 kW*h/kW(p), cioe' la bassa produzione
in "padania", ho calcolato 4 eurocent al kW*h, senza utili,
pero'.
 
Facile immaginare che con 2000 kW*h/kW(p) e stesso prezzo
"chiavi" in mano, si punti verso i 2 eurocent al kW*h.
Un margine totale del 10% chiederebbe 2,2 eurocent/kW*h
il che significa meno di qualche decimo, che pero' e'
pur sempre meno dei tassi negativi delle obbligazioni
pubbliche tedesche.
 
Ma resta una soluzione di nicchia: non riesco ad immaginare,
restando su queste cifre al kW*h, come una rete elettrica
potesse regersi con una quota di fotovoltaico superiore al
10%, forse il 20%.
 
Per esempio, in Italia, alla fine, per affrontare l'intermittenza
fotovoltaica, si e' optato per un incremento dei consumi elettrici,
cosi' da riportare il fotovoltaico ai margini del totale.
 
Ovviamente l'incremento, nelle intenzioni dei decissori, sarebbe
coperto da centrali a gas o importazioni ulteriori di elettricita'.
 
Continuando a snobbare il termoelettrico a concentrazione solare
con accumulo, che problemi di intermittenza non li crea.
 
Gli antichi romani si chiedevano, quando non era chiaro cosa
stava avvenendo: "Quid prodest ...".
Secondo voi, a chi conviene riportare il termoelettrico fossile
e le importazioni in prima fila ?
 

 pero'.
 
Il costo per grandi impianti multi MW è ben inferiore. Dovremmo essere
intorno ai 600 euro/kWp, in Europa. In Africa e M.O. visto il basso costo
della manodopera, direi anche meno.


 
"... sono state messe in campo tariffe incentivanti esagerate, che
hanno dato il via a grandi speculazioni, bruciando le risorse
disponibili in poco tempo e tagliando, di fatto, la reale
possibilitÃ  di creare una nuova filiera economica stabile."
 
"... sembra che prevalga una volontÃ  politica diversa ..."
(quella della neo-pseudo-sinistra del sig.Renzi)
 
Argomento che meriterebbe l'autocritica di molti fanatici
del fotovoltaico, perche' l'idea delle aste competitive e'
vecchio come il mondo. E non si capisce perche' Italia (e
Germania, che pero' almeno e' "ricca") invece siano stato
cosi' generose, a meno di volere pensare che gli interessi
difesa dai fautori degli incentivi "tutto o niente" siano
state a busta paga delle aziende fotovoltaiche tedesche
(oggi quasi tutte fallite), come non pochi politici (che
basta leggere le loro mozioni per capire chi sono).
 
 
Tornado all'ultimo governo ed il TCS, speriamo che non diventi
una nuova puntata de:
 
"E le stelle stanno a guardare"
 


Direi che ormai la generazione è un problema risolto. FV + Eolico hanno 
dimostrato ormai quello che dovevano.
 
Rimane ovviamente il problema dell'accumulo, forse superabile 
parzialmente se si realizzano reti di distribuzione est-ovest abbastanza 
lunghe per il FV (gli USA e la Cina mi pare che si stiano muovendo in 
tal senso), nonchè reti nord-sud più limitate per far combaciare la 
produttività eolica con i consumi.
 
Quello che quasi tutti trascurano, come sempre, è l'adeguamento della 
curva di domanda. E' lì che bisogna lavorare.

 E' lì che bisogna lavorare.
 
Si chiaro, la cultura del sacrificio, del consumatore
al servizio dei produttori.
No comment.
 

> Rimane ovviamente il problema dell'accumulo,
 
Che strano, non vedo il tuo articolo.
 
Boh, comunque più i costi di produzione delle nuove fonti rinnovabili
diventano risibili, più rimane spazio per finanziare le soluzioni che
possano eliminare la variabilità e la non programmabilità.
 
Personalmente ritengo che la soluzione utilizzata ancora per diversi
decenni sarà quella che già viene utilizzata oggi: centrali termiche e
idroelettriche che fanno da backup alla produzione rinnovabile.
 
Mi sembra di gran lunga la soluzione più economica e semplice. Anche
riducendo il numero di ore di funzionamento una centrale termica ad alta
efficienza avrebbe un costo unitario di produzione inferiore a qualsiasi
sistema di accumulo di massa dell'energia.
 
Rimane poi la possibilità di usare nelle centrali termiche combustibili di
sintesi prodotti con l'energia rinnovabile in eccesso.
 
Per fare questo sarà prima o poi necessario modificare il mercato elettrico
all'ingrosso che così come è oggi non consente di remunerare adeguatamente
le centrali che fanno servizio di backup.

 le centrali che fanno servizio di backup.
 
Al contrario, se oggi una centrale a servizio di integrazione di fonti
intermittenti ("backup" = "riserva" e' un altra cosa, ha a che fare con
incidenti che "senza backup" portano al "blackout", ovvero allo
"oscuramento") non si remunera adeguatamente significa che si
sono alternative. Per quale ragione non indaga quali sono queste
alternative, cosi' ci spiega perche' andrebbero penalizzate ?
Infatti ogni volta che si introduce un meccanismo "remunerativo"
a vantaggio di una specifica tecnologia, altri si trovano
penalizzati. Non sarebbe percio' il caso prima di capire la
ragione della scarsa renumerazione ?