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Titolo: Qualcosa inizia a cambiare per il CSP-TES


 
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E allora? Cosa ne deduci tu può essere divertente saperlo.
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Ma scusate la divagazione su questo classico esempio di
cronica pluri-decennale disinformazione italica con l'italiano
medio, cio' nonostante, convinto di essere correttamente e
pienamente informato e spesso supponente in questo suo "credere".
 
Ma torniamo al tema. Dopo avere raccontato che eolico e
fotovoltaico danno un generazione irregolare, osservando
che nonostante l'ampiezza della rete australiana (che copre
5000 km, un "continente"):
 
"Variability is still substantial also at the grid average level."
 
proseguono con:
 
"Owing to this irregularity, wind or solar facilities of total
  power X need balancing facilities, either conventional combustion
  fuels or hydro-gravity, of about the same total power X."
 
Se avete 1000 megawatt di solare, vi servono anche 1000 megawatt
di generazione "a comanda" (cosidetta "dispacciabile"), altrimenti
vi scordate una rete "stabile" e "pronta" a soddisfare ogni vostro
bisogno. Questa copia di ricercatori ha fatto un interessante
confronto dei prezzi dell'elettricita', prima e dopo la corsa
all'eolico-fotovoltaico:
 
"This is the reason why the cost of electricity for consumers has
  increased from about 10 AU$c/kWh up to 2007 when there was no
  wind nor solar, to the already 25 AU$c/kWh of 2013
  (Parkinson, 2013), up to the present above 40 AU$c/kWh."
 
Un pensiero salta subito al fotovoltaico in Europa: quali sono
i (due ?) paesi con la maggiore installazione ?
Forse Germania e Italia ?
 
Quali sono i (due ?) paesi con l'elettricita' piu' cara ?
Forse Germania e Italia ?
 
Prima di leggere questo studio si poteva dire che era solo
una coincidenza: elettricita' "cara" con eolico e fotovoltaico.
Ma ora dovreste avere capito che non e' una coincidenza.
 
Ma c'e' di piu', quale tra i due paesi, e' quello che
dipende di piu' dal gas naturale ? L'Italia (la Germania
lavora ancora tanto con il carbone) e guarda caso, in
Italia i prezzi dell'elettricita' oggi sono da primato a
livello europeo.
 
In Australia, pre-eolico/fotovoltaico pagavano 10 centesimi
nel 2007. Nel 2013 il prezzo sale a 25 centesimi. E oggi
il prezzo per il consumatore australiano e' di 40 centesimi.
Possiamo dire che lo stesso aumento c'e' stato anche in
Italia ? Ma non divaghiamo. Il punto e' che:
 
"To support a larger uptake of wind and solar, energy storage
  is needed, and this will introduce additional costs, apart
  from technological challenges."
 
L'Italia in questo momento e' esattamente davanti a questo
bivio, se dobbiamo dare credito alle promesse del PNIEC
del sig.Conte (un PNIEC che mi ricorda le ACB del Toninelli ...).
 
E guardate cosa considerano:
 
"Pumped hydroelectric energy storage (PHES) is the easiest
  way to supply electric energy storage"
 
Ma perche' PHES e non batterie ? Perche' le potenze e
capacita' da coprire non sono alla portata delle batterie,
o almeno, non a costi ragionevoli, costi non solo economici,
ma anche ambientali (la chimica delle batterie e' altamente
inquinante, sia in produzione che in smaltimento, questo va
ricordato). Ovviamente il PHES non e' perfetto:
 
"Unfortunately, PHES has round-trip efficiencies of 70 to 80%,
  less than the 95% round-trip efficiency of Li-ion batteries."
 
Si prospetta anche un PHES usando l'acqua di mare (una
ipotesi interessante in Italia), ma onestamente:
 
"However, salt-water PHES is everything but an established
  technology. A single pilot plant has been built, briefly
  operated, and then dismantled all over the world."
 
Ovviamente il problema e' la resistenza alla corrosione
degli impianti, ma la metallurgia ha fatto grandi progressi
e potrebbe funzionare. In Cile vogliono provarci con un
PHES da 300-600 MW (con abbinato un campo fotovoltaico
di pari potenza).
 
Stanno provando anche con le batterie:
 
"Added to PHES, battery energy storage (BES) is the other
  promising technology, with the largest Lithium-ion battery,
  the 150 MW/194MWh MW Hornsdale facility, located nearby the
  Hornsdale wind energy facilities to help to balance the output."
 
Ma notate come il piu' grande impianto a batterie arrivi a
solo 194 MW·h, giusto quello che serve a stabilizzare la
produzione fotovoltaica di 150 MW in una giornata con una
sequenza intermittente di leggere nuvole di passaggio.
 
Forniscono anche un costo della tecnologia:
 
"The latest 50 MW/64 MWh phase 2 of 2019 had a cost of
  71 mAU$ (50 m US$)."
 
64 MW·h a $50 milioni (oggi €43,8 milioni).
Se pensiamo che un CSP-TES da 250 MW porta con se una
capacita' di 1'500 MW·h elettrici equivalenti,
possiamo fare subito un semplice calcolo:
 
50/64 · 1500 = $1172 milioni --> $1,17 miliardi !!!
 
E' piu' della meta' di quanto costa l'impianto CSP-TES
in questione! Una spesa risparmiata che e' come dire
che quella centrale CSP-TES da 250 MW in realta' ci
costa la meta' se diamo un "valore" alla sua capacita'
di accumulo di energia.
 
I due ricercatori fanno anche un calcolo del costo sul
chilowattora usando la soluzioni agli ioni di litio:
 
"Coupled for example to solar PV of daily cyclic variability,
  if we take daily cycles 30 to 80% state-of-charge, over a
  15 years’ life span, this is an additional cost of storing/
  releasing the energy of US$ 28 c/kWh."
 
La cifra non vi deve sorprendere: pensate alla poca
propensione che hanno i proprietari di impianti fotovoltaici
a farsi autonomi con una batteria. Cio' che li frena non e'
la voglia di tagliare i fili con ENEL (che a leggerli devono
"odiare") ma il costo stratosferico che viene a loro
prospettato.
 
In questi 28 ¢ (24,5 centesimi di euro) al chilowattora
potete vedere una delle componenti del *vero* prezzo italiano
dell'elettricita' di origine eolica-fotovoltaica.
 
Rifaccendo il calcolo per una durata "ottimistica" di 30 anni:
 
"If the life span increases to 30 years, that is fairly
  optimistic, this is still US$ 14 c/kWh."
 
sono pur sempre 14 ¢/kW·h (12,3 centesimi di euro) e questo
solo se il costo del denaro e' ancora a livelli infimi come
negli ultimi decenni. E gia' il fatto che siamo a rischio
di inflazione, dovrebbe cominciare a fare dubitare i
fotovoltaicisti piu' fanatici, se hanno un minimo di
comprensione dei meccanismi economici.
 
La conclusione dei due ricercatori e' impietosa:
 
"Thus, even if we produce electricity with solar PV at the
  optimistic cost of 4 c/kWh, the cost for having solar PV
  electricity all day will be (4 + 4 + 14)/2 = 11 to
  (4 + 4 + 28)/2 = 18 c/kWh (day and night are on average
  12 h a day)."
 
cioe', ipotizzando che abbiamo 12 ore di luce solare
(cosa piu' australiana che italiana), considerando un
sistema "totale" (come sognano certuni con il fotovoltaico
sul tetto), e una durata trentennale delle batterie
(aspetta e spera ...), si finisce che, anche se il fotovoltaico
partisse con 4 ¢/kW·h (3,5 centesimi di euro), il costo finale
per il consumatore sarebbe 18 ¢/kW·h (15,76 centesimi di euro).
E questo prima dei costi di rete, delle imposte e dell'IVA o
equipollente in Australia. Ahhh... e dimenticavo l'utile per
l'azienda elettrica.
 
La conclusione dei due ricercatori e' secca:
 
"Thus, there is the opportunity to benefit from the construction
  of CSP ST with TES in Australia, as this is the only solar
  technology that permits some sort of dispatchability without the
  need for external energy storage."
 
Ribadiamo: "without the need for external energy storage"
 
Prese le due tecnologie in modo diretto, semplice, il fotovoltaico
e' in vantaggio:
 
"CSP needs significant direct normal radiation (DNI), and
  electricity production in concentrated solar power falls
  dramatically with cloud coverage. CSP is not competitive
  in cost with PV, which also suffers much less cloud
  coverage."
 
In Italia questo significa che il CSP-TES trova posto
nell'Italia meridionale, con il suo elevato numero di giorni
sereni durante l'anno. E significa che dove abbiamo da
fornire energia per uso diretto, e' meglio abbinare al
CSP-TES anche un impianto fotovoltaico di pari potenza.
Quello che il CSP-TES puo' fare e':
 
"TES allows in principle to fully decouple electricity
  production from the availability of solar energy."
 
Cioe', il CSP-TES ha una produzione disancorata dalla
disponibilita' di energia solare, potendo erogare
energia anche nelle ore piu' avanzate della notte.
E piu' si sfrutta questa capacita' del CSP-TES:
 
"This opportunity is developed more, the larger is the
  number of hours of the TES design. CSP, as a dispatchable
  form of solar energy, has a significant added value vs. PV."
 
CSP-TES ha un significativo valore aggiunto rispetto
al fotovoltaico, scrivono. E chiudono la premessa
affermando che l'attuale sottovalutazione del CSP-TES
e' finita, ora che si punta ad una rete elettrica
di sola energia rinnovabile:
 
"... this situation is going to change shortly aiming
  at a renewable energy-only grid."
 
Fine della prima parte (quella "semplice") ...


 
"Typically, thermal plants require up to four years to ramp-up
  to 100% operating level."
 
E lo si vede comunemente nei grossi impianti termoelettrici.
Poi, nel caso di Crescent Dunes, un grave errore progettuale
(la base dei serbatoi termici) ha impedito financo un intero
anno di piena generazione. Quindi implicare che un prezzo
di 6 ¢/kW·h sarebbe irreale a causa di una produzione reale
ipotizzata solo un quarto di quanto previsto e' una affermazione
piuttosto azzardata. In ogni caso, pare che Cobra, che da
appaltante dei lavori e' ora proprietario, abbia risolto i
problemi (che lei stessa ha causato ... qui Andreotti avrebbe
qualcosa di immaginare) e quindi ho la sensazione che il 2022
sara' un anno "diverso" per Crescent Dunes e finalmente
vedremo avvicinarci ai primi 400 MW·h in un anno.
 
In ogni caso, i due autori fanno delle ipotesi, faccendo
riferimento alla produzione parziale del 2016 (127,3 GW·h)
per spiegare come mai nessun investitore sostene Solarreserve.
E secondo loro:
 
"Unfortunately, the failure of the Aurora project, as well as
  the premature closure of the Crescent Dunes plant in the United
  States, and the cancellation of the other similar projects in
  the world by the same developer, has dramatically reduced the
  chances that CSP could grow in Australia as well as the rest
  of the world."
 
In realta' Crescent Dunes non e' affatto chiusa, come avete
letto e nel resto del mondo proponenti per progetti CSP-TES
continuano a farsi avanti e l'unica ragione per cui in
alcuni paesi non ottengono la commessa e' che la politica
continua a fare aste in cui non si tiene conto alcuna della
dispacciabilita' del CSP-TES. E cosi' hanno ragione quando
scrivono:
 
"If dispatchability is not valued, then CSP with TES
  cannot compete with solar PV."
 
Appunto, quindi, perche' la politica insiste ad ignorare
la necessaria (per la rete elettrica) dispacciabilita'
delle fonti rinnovabili se vogliono ampliare il loro ruolo ?
 
Nel calcolo fatto sopra, gli autori hanno dimostrato che
il reale costo del fotovoltaico, una volta che debba
stare in piedi da solo, senza supporto ne dal carbone che
dal gas, e' di 18 ¢/kW·h, quindi ritengono che non sia
necessario per il CPS-TES sforzarsi a puntare ai
6 ¢/kW·h proposti per il progetto Aurora in Australia.
 
Ed infatti, se guardiamo alla tecnologia piu' collaudata
di cui si hanno dati regolare di generazione, cioe' il
CPS-TES di Solana, il calcolo, senza incentivi o altro
e' di un costo di 11,3 ¢/kW·h, ben sotto i 18 ¢/kW·h
del fotovoltaico con batteria per 12 ore.
 
Quindi, allo stato attuale, negli Stati Uniti, l'unico
paese in cui il CSP-TES ha misurazioni note di produzione:
 
"CSP PT works much better than CSP ST"
 
cioe' gli impianti a specchi lineari parabolici, seppure
un po' piu' complicati di quelli a torre (si pensi ai
chilometri di tubazioni) funzionano molto meglio delle
torri solari. Per ora.
 
Lo studio rileva anche che i tanti LCOE calcolati continuano
a non tenere conto della dispacciabilita':
 
"As an added remark, the present LCOE does not account
  for the variability of the power of electricity generation
  vs. the registered capacity."
 
La questione e' che eolico e fotovoltaico, senza quella
agevolazione specifiche, come il privilegio della
priorita' in rete, dovrebbero pagare pesanti penali:
 
"In a system of wholesale spot prices, failure to deliver
  below 80% of the registered capacity has huge consequences.
  These consequences are presently voided for wind and solar
  power generation facilities, but cannot be avoided forever."
 
Ripeto, in italiano: nel mercato elettrico, fallire piu'
del 20% della fornitura promessa, ha gravi conseguenze
economiche. Finora, eolico e fotovoltaico sono stati
esentati da questi oneri, MA QUESTO NON PUO' ANDARE
AVANTI PER SEMPRE. Specialmente se le rinnovabili
intermittenti superano il 50% della quota generata.
 
Quindi ne segue, per gli autori, che:
 
"With spot prices, up to 14 AU$/kWh vs. averages of 10
  c AU$/kWh, and harsh penalties for failing to provide
  the promised outputs for other generations, is not
  reasonable to discuss LCOE of unpredictable electricity."
 
"Every facility producing unpredictable electricity needs a
  back-up predictable facility, or dedicated energy storage
  to be accepted in the grid ..."
 
Ogni impianto intermittente per essere accettato in rete
deve trovare un "compagno" dispacciabile o adeguata
capacita' di accumulo elettrico.
 
"While every facility does not have to be balanced individually,
  sooner or later the cost of balancing the grid will have to be
  shared among the different facilities supplying intermittent
  electricity ..."
 
E anche se ogni specifico impianto non deve essere bilanciato
individualmente, prima o poi il costo di questo bilanciamento
della rete deve essere suddiviso sulle fonti intermittenti di
energia. O viene pagato dal consumatore, magari in modo da
neutralizzare le regole di mercato, come in Italia, con la
triste conseguenza che per anni una fonte ad alto rischio
economico, cioe' il gas naturale, non solo ha potuto
prosperare, ma pure seminare la favola di essere "conveniente",
quando in Italia, in realta' lavora in coppia con eolico e
fotovoltaico.
 
Gli autori prendono per scontato che Crescent Dunes sia un
fallimento, e passi pure, perche' affermano anche che:
 
"The failure of Crescent Dunes is only the result of the
  attempt to compete price-wise with wind and solar PV without
  accounting for dispatchability."
 
Cioe', le torri solari sono state una delusione perche' chi
doveva decidere ha deciso di far gareggiare il CSP-TES con
il fotovoltaico solo in termini di costi diretti (il costo
dell'elettricita' generata), ben sapendo che il fotovoltaico
ormai, con 400 €/kW(p) e' in testa.
 
"The failure of Crescent Dunes is only the result of the
  attempt to compete price-wise with wind and solar PV
  without accounting for dispatchability."
 
Il futuro ?
 
"It is in the current growth phase of renewable energy, where
  the aim is to make a grid renewable energy only without any
  supply from combustion fuels, that the energy storage issue
  is coming out, and CSP is gaining new interest."
 
In altre parole, chi e' serio nel dire che occorre fare una
rete elettrica di sole fonti rinnovabili DEVE considerare
il CSP-TES. Non perche' sia l'unica soluzione, ma perche':
 
"CSP plants have the advantage of dispatchability, i.e.,
  production of electricity on demand, thanks to the much
  cheaper internal thermal energy storage."
 
Ripeto: "CSP plants have the advantage of ... much cheaper
         internal thermal energy storage."
 
Il CPS-TES ha il vantaggio di un sistema di accumulo termico
interno all'impianto che e' MOLTO PIU' ECONOMICO. Punto!