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Titolo: Le ragioni del mancato decollo del CSP in occidente

CSP = solare termodinamico
 
E' evidente che in occidente, anche in Spagna e negli Stati Uniti,
ove si trovano 2300 MW e 1577 MW (dopo 194 MW nello storico
impianto del deserto del Mojave sono stati decommissionati),
il solare termodinamico sta ancora lottando per emergere.
 
Considerate i citati 194 MW in smantellamento, di cui almeno
150 MW potevano essere recuperati convertendoli ad una centrale
solare dispacciabile con la semplice aggiunta di un relativamente
poco costoso sistema di accumulo termico, oltretutto con una
unica unita' concentrata, essendo tutti i campi dell'originaria
soluzione da 5x30 MW tutti adiacenti. La potenza nominale sarebbe
stata ridotta a 75 MW, ma con un fattore di capacita' ben oltre
il 40% oltre che essere dispacciabile.
 
Il problema del solare termodinamico che dagli anni '80 e'
vissuta sugli allori (non tanto per colpa dell'industria, ma
per ragioni politiche, ma questo e' un altro discorso).
Negli anni '80, il solare poteva essere solo solare
termodinamico (il fotovoltaico era "roba" per lo spazio, una
celletta da 5 milliwatt costava qualcosa come 10 euro di oggi)
e quindi i progettisti degli impianti nel Mojave (sistema
SEGS) non avevano necessita' di essere sofisticati. Lo stesso
approccio poi usato, da persone appartenenti a quella
esperienza, nel progetto Ivanpah di Google.
 
Nel frattempo, venti anni dopo, il fotovoltaico riceveva
una forte spinta allo sviluppo grazie all'Italia (o meglio
grazie ai poveri consumatori italiani) e alla Germania
(stesso discorso). La conseguenza e' stato un crollo dei
costi di produzione, dato che grazie agli enormi investimenti
(a suon di 5000-8000 euro/kW(p)) dei programmi di Berlusconi
e Schröder, ma poi specialmente Merkel, e' stata costruita
una filiera apposita x FV usando silicio di qualita' "sufficiente"
per il fotovoltaico, molto meno costoso dei cristalli di
silicio altamente puri necessari per l'elettronica.
Il che ha fatto crollare i costi del fotovoltaico a livelli
tali per cui, partendo da zero, il fotovoltaico oggi e'
piu' conveniente del solare termodinamico se l'energia viene
usata subito, al volo. La stessa Italia poi, a partire ancora
da Berlusconi, ma seguito da Monti, Letta, Renzi, Gentiloni
e infine Conte, decretava la morte del solare termodinamico,
stroncando ogni possibile sviluppo, proprio della versione
propugnata da una nostra filiera, avviata dal sig.Rubbia,
che dava al solare termodinamico quella marcia in piu'
rispetto al fotovoltaico, l'utilizzo dei sali fusi.
 
Per fortuna gli spagnoli hanno salvato la tecnologia,
accogliendo Rubbia e sviluppandola in proprio, fino ad
arriva al gioiello tecnologico, lo stato dell'arte:
Gemasolar, entrato in servizio 3 anni prima di Ivanpah
(quindi, volendo, Google poteva fare qualcosa di molto
meglio di ripetere l'errore del semplicissimo di un SEGS).
 
A questo punto nasce la domanda: ma perche' questo pessimo
risultato, in termini quantitativi, del solare termodinamico ?
 
Le ragioni sono due principalmente, di natura diversa.
La prima e' con evidenza politica (in Italia, per esempio,
non c'era ragione per osteggiare una tecnologia che
prometteva gia' al momento 12 centesimi/kW·h quando per
il fotovoltaico era necessaria una sovvenzione di 40-50
centesimi/kW·h). La seconda e' di mancato sviluppo
tecnologico: fino a poco tempo fa il solare termodinamico
era rimasto ai massimi risultati ottenuti da Solar Two,
a Barstow, in California, un prototipo di utilizzo dei
sali fusi e accumulo termico, fino al 1986.
 
Ovviamente il mancato sviluppo tecnologico e' dovuto a
ragioni politiche, ma cio' nonostante rimane in dato di fatto
che c'e', che molto CSP e' rimasto ancora agli anni ottanta.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8>< ----
 


 
Ma prima leggiamo nelle parole di NREL, le ragioni per
un tale studio, per "capire" il perche' il CSP non decolla,
nonostante che offra prestazioni simili al fotovoltaico
(simili, ma non uguali) con in piu' il non trascurabile
vantaggio della dispacciabilita' e dell'effetto
stabilizzante sulle rete dell'inerzia di una generazione
rotante:
 
"CSP holds tremendous potential as a lower-cost, on-demand
  renewable energy source."
 
Ed il suo posto:
 
"CSP can fill in during the shoulder periods late into the evening
  or really early in the morning when PV and PV-and-battery systems
  with short duration storage aren't necessarily generating
  electricity."
 
In termini di energia consumata "al volo", il CSP non puo'
concorrere con il fotovoltaico (almeno non nei paesi
sviluppati, in quelli emergenti o non emersi, il CSP puo'
avere un marcia in piu' essendo molti dei costi sul lato
manodopera invece che sui material), ma il CSP combinato
con il fotovoltaico puo' permettere al solare di generare
24h/24h e ridurre al minimo gli interventi (costosi per i
consumatori) dei gruppi di riserva.
 
Ovviamente si parla di un CSP evoluto, con almeno 6-7 ore di
autonomia senza radiazione solare.

 autonomia senza radiazione solare.
 
Nell'introduzione (pagina 25) del documento NREL
 
"The Potential Role of Concentrating Solar Power within the Context
  of DOE’s 2030 Solar Cost Targets"
 
gia' si capisce che gli autori non sono "amici" del CSP,
infatti leggiamo, con riguardo agli accumuli "solari":
 
"When coupled with energy storage systems, both PV and CSP
  plants can generate electricity on demand."
 
Una ovvieta': se abbiniamo il solare (quale che sia la
tecnologia) ad un sistema di accumulo di energia, ovviamente
essa puo' essere consegnata (e non "generata", please)
a domanda, ovvero essere "dispacciabile".
 
Ma attenzione come prosegue:
 
"In particular, PV can be coupled with any electricity storage
  technology while CSP is typically paired with thermal energy
  storage (CSP-TES);"
 
[In particolare, il fotovoltaico può essere accoppiato con qualsiasi
  tecnologia di accumulo di elettricità mentre il CSP è tipicamente
  abbinato all'accumulo di energia termica (CSP-TES)]
 
Vedete, scrivere "qualsiasi tecnologia" abbinato al fotovoltaico,
fa un complimento al fotovoltaico, per poi rifilare al CSP un
apparente valore minore che sembra essere abbinabile solo
all'energia termica.
 
Ma prima di tranciare gli autori, faccio notare che il titolo cita
il ruolo potenziale del Solare Termodinamico e questi gia' fanno
un paragone con il fotovoltaico, con un sfuggente cenno denigratorio
verso l'energia solare a concentrazione (CSP).
 
Ecco la frase corretta, e l'evidenza della manipolazione che sta
a dimostrare che gli autori non hanno simpatia per il CSP:
 
"In particolare, il fotovoltaico puo' essere accoppiato solo
  a tecnologie che accumulano elettricita', mentre il CSP, oltre
  a qualsiasi tecnologia che accumula elettricita', puo' essere
  abbinata anche all'accumulo di energia termica (CSP-TES)."
 
Vedete come si puo' in modo strisciante, dare in apparenza un merito
a quello che e' un difetto del fotovoltaico (cito: "con qualsiasi
tecnologia") quando in realta', in un confronto con il CSP, siamo
invece in presenza di un "demerito" del fotovoltaico, perche' non e'
"qualsiasi" l'aggettivo "pregnante" ma il "solo" riferito all'accumulo
"solo in forma elettrica".
Ed e' invece l'accumulo termico che da' al CSP quel vantaggio che
stronca l'idea di una fotovoltaico "dispacciabile", se non da un
punto di vista tecnologico (fattibile, e' fattibile), sicuramente da
un punto di vista finanziario.
 
La ragione e' molto semplice: l'accumulo di energia in forma termica
costa ordini di grandezza in meno degli accumuli in forma di
energia termica, con volumi molto minori. E' per questo che i sistemi
di accumuli termici abbinati al CSP ragionano in termini di MW·h
accumulati mentre le batterie elettriche, questo si', "tipicamente"
con il fotovoltaico, ragionano in termini di kW·h.
 
Un esempio, che chiarisce i termini: se volessi una soluzione che
mi permette di spostare stagionalmente il momento di consumo
dell'energia catturata (ad esempio, da agosto a dicembre), avendo
un bacino molto grosso (non il tipico bacino da pompaggio),
potrei abbinare un fotovoltaico con un impianto idroelettrico di
pompaggio di grossa capacita'. Ma lo stesso posso farlo con il
solare termodinamico, anche se munito di accumulo termico (CSP-TES).
Cioe', la presenza dell'accumulo termico non preclude al CSP-TES
di abbinarsi con un impianto idroelettrico a pompaggio di grossa
capacita'. Dove invece non avrebbe senso e' abbinare il CSP-TES
ad una centrale di pompaggio di capacita' oraria (tipo 24h),
perche' per un accumulo di ore, fino ad un paio di giorno,
l'accumulo termico e' in grado di operare in piena autonomia,
senza aiuti di sorta.
 
Poi, in questo che dovrebbe essere uno studio sul CSP-TES,
continuano a sviolinare le lodi (ed un distrazione prima di
arrivare alla "polpa" dell'articolo) al fotovoltaico:
 
"More recently, reductions in module prices have made modest levels
  of PV cost-competitive in many parts of the contiguous United
  States, particularly where it is competing with higher-priced
  conventional generators and there is moderate to good solar
  resource (DOE 2017). To date, PV deployments total approximately
  44 GW, 11 and they exist in all 50 states (EIA 2018b)."
 
Insomma, sembra che gli autori vogliono prendere i lettori piu'
incerti e "distrarli" verso il fotovoltaico, ad ogni passo.
 
E finalmente, in fondo alla pgina, ultimo paragrafo, si entra
in tema:
 
"The expected transition to power towers reflects their ability
  to achieve higher-temperature operation and more readily integrate
  direct storage of molten-salt heat transfer fluids, the combination
  of which yields higher thermal-to-electric conversion efficiencies
  in the turbine and lower costs for storage. Power towers are the
  selected technology for this analysis."
 
Quindi, questa analisi si vuole limitare solo alla soluzione a
torre solare. Peccato, perche' attualmente l'impianto che funziona
meglio di quelli di cui si hanno dati regolari di produzione e'
il CSP-TES "Solana" che e' invece a specchi parabolici lineari.
 
E ritornano a sviolinare il fotovoltaico:
 
"New PV installations are considered throughout the contiguous United
  States, but new CSP-TES is only considered for direct normal irradiance
  of 5.0 kilowatt-hours per square meter per day (kWh/m2/day) and above
  (i.e., in all but the palest yellow band)."
 
Scusate, ma perche' non scrivere semplicemente:
 
"New CSP-TES is only considered for direct normal irradiance of
  5.0 kilowatt-hours per square meter per day (kWh/m2/day) and
  above (i.e., in all but the palest yellow band)."
 
senza citare il fotovoltaico che in questo studio non c'entra nulla ?!!!
Allungare il testo serve solo a stancare i lettori (posto che non ci sia
la, da me sospettata, intenzione di suggerire demeriti per il CSP-TES
e meriti al fotovoltaico anche in questo studio).
 
A pagina 27 si dettaglia finalmente il vantaggio del CSP-TES:
 
"By placing the storage between the receiver and the steam generator,
  solar energy collection is decoupled from electricity generation.
  Thus, passing clouds that temporarily reduce sunlight do not affect
  turbine output."
 
Quanto sopra, non solo elimina il fattore "intermittenza", ma con
sufficiente capacita' e' appunto cio' che si definisce
"dispacciabilita'". Segue poi una spiegazione del perche' la
torre solare avrebbe un vantaggio:
 
"In addition, the TES system is less than half the cost of salt TES
  in indirect two-tank parabolic-trough plants because the larger
  temperature differential across the storage system enables more energy
  to be stored per mass of salt. The combination of salt density,
  salt- specific heat, and temperature difference between the two tanks
  allows economic storage capacities of 12 hours or more (based on
  full-load turbine operation)."
 
Negli impianti a torre, la temperatura operativa e' quasi doppia
e quindi, a parita' di capacita' di energia, serve la meta' di
sale fuso ovvero, a parita' di quantita' di sale fuso si ottiene
una autonomia doppia (misurata con la turbina al massimo regime)
e quindi in conclusione, e' facile arrivare a 12 ore.
 
In effetti, se guardiamo la soluzione CSP-TES a specchi parabolici
lineari di Solana, si notano subito (dalla immagine satellitare)
ben 12 grossi serbatoi per i sali fusi, 6 ad alta temperatura
e 6 a bassa temperarura, per una autonomia operativa di 6 ore.
Infatti a Solana la temperatura di lavoro e' limitata dal fluido
che trasporta il calore dai collettori solari al generatore
di vapore, cosidetto "Therminol", al massimo a 400°C perche'
oltre l'olio si decompone.
Gli stessi 12 serbatoi, abbinata ad una soluzione solare a torre,
possono dare 12 ore di autonomia operativa grazie al fatto di
potere operare alla temperatura piu' alta di 560°C.
 
E sono solo alla seconda pagina della introduzione ...
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


 
                           2010   2020   2030
---------------------------------------------
FV domestico              $0,50  $0,128 $0,05
FV commerciale            $0,39  $0,090 $0,04
FV aziende elettriche     $0,27  $0,046 $0,02 ($0,03 nel 2025)
CSP per carico di base    $0,21* $0,091 $0,05
 
* nel 2010 senza accumulo termico (CSP senza TES)
 
Prima di tutto va evidenziato come il CSP nel 2010 partiva con
la meta' del costo rispetto al FV commerciale e si trovava
allo stesso costo del FV commerciale nel 2020, essendo
il CSP-TES stato trascurato quasi ovunque per 10 anni (eccetto
Spagna e, piu' tiepidamente, Stati Uniti).
 
Sempre secondo il DOE, il riferimento per il FV sono i seguenti
dati: 19,5% di efficienza nel 2020 che doverbbe consolidarsi
al 20% nel 2030 (quindi un miglioramento marginale).
Il costo del modulo oggi dovrebbe costare $0,41/watt, quindi
moduli per 1 kW(p) sarebbero a $410.
NEl 2030 si vuole arrivare a $0,17/watt, quindi $170 per 1 kW(p).
Il risultato finale dell'energia prodotta sarebbe di $0,02/kW·h.
Stiamo parlando di fotovoltaico di grossa taglia, a terra, per
aziende elettriche.
 
Invece sui grossi tetti (capannoni commerciali e industriali),
taglia media 200 kW(dc) (ovvero kW(p)) si hanno $0,04/kW·h.
 
In fondo alla pagina web, troviamo le tre proposte per il CSP.
Ed ecco una istruttiva premessa:
 
"CSP can directly address the grid-integration challenge posed by
  the variability of sunlight by efficiently incorporating thermal
  energy storage. The ability of the grid to draw power from a CSP
  plant whenever it is needed is called dispatchability."
 
Ecco, ora sapete cosa intendono per "dispacciabilita'".
 
"Dispatchability adds value to the grid, so the LCOE that makes CSP
  economically competitive is higher than for UPV. The benchmark
  2030 LCOE target for CSP is 5¢/kWh for a system in the Southwest
  with at least 12 hours of thermal energy storage."
 
Secondo il DOE, la dispacciabilita' del CSP-TES rende i $0,05/kW·h
concorrenziali quanto i $0,02/kW·h del FV a terra delle aziende
elettrica (UPV). Ed e' per questo che dico che non si possono
fare paragoni tra FV e CSP-TES, ma che il CSP-TES va invece
confrontato con le centrali a gas naturale.
 
La prima colonna e' il riferimento 2018 da cui si parte, le
altre sono le proiezioni a cui si vuole arrivare:
 
                   2018       2030 econ.  2030 bil.   2030 alta
---------------------------------------------------------------
Efficienza ciclo   37%        40%         50%         55%
Potenza termica   730 MW(th) 675 MW(th)  540 MW(th)  491 MW(th)
Costo gruppo     $1330/kW    $700/kW     $900/kW     $900/kW
Costo specchi     $140/m2    $50/m2      $50/m2      $70/m2
Costo pre-sito     $16/m2    $10/m2      $10/m2      $10/m2
Torre ricevente  $137/kW(th) $100/kW(th) $120/kW(th) $120/kW(th)
Accumulo term.   $22/kWh(th) $10/kWh(th) $15/kWh(th) $15/kWh(th)
 
LCOE 2018 e' indicato in $0,098/kW·h mentre tutte e tre le
ipotesi sono a $0,05/kW·h.
 
E intanto digeritevi queste cifre ...
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 


 
“SunShot 2030 for Photovoltaics (PV): Envisioning a
  Low-cost PV Future.”
 
dove potete leggere che i numeri si riferiscono solo agli
Stati Uniti continentali ("contiguous United States"), con
proiezioni di installazioni che arrivano a quasi 55 GW/anno
di FV nel 2030, ai prezzi (LCOE) indicati sopra. Se poi si
aggiungono batterie elettriche a basso costo, si arriva a
65 GW/anno e ripeto, solo sul territorio degli Stati Uniti.
Ovviamente le proiezioni vedono dominare gli impianti FV a
terra, quello delle aziende elettriche, distese e distese
di moduli.
A pagina 16 del documento di Cole-Frew potete vedere un
grafico (fig.6) che mostra l'andamento dei prezzi (la
linea rossa) verso le installazioni annuali, che vede
nel 2016 (il documento e' del 2017, quindi l'ultimo dato
visto dagli autori e' del 2016) 14 GW/anno installati
negli Stati Uniti. Quel grafico e' il punto di partenza
per l'obiettivo dei 3/4/5 ¢/kW·h menzionati sopra, entro
il 2030. Ovviamente LCOE validi per il territorio USA.
A pagina 19 potete leggere che cosa intendono per batterie
elettriche a basso costo, in $/kW·h di capacita':
 
                                    2030      2050
                            2016  rif. LSC  rif. LSC
---------------------------------------------------
azienda elettrica (8 ore)   479  264  131  220   97
sui tetti (3 ore)          1034  663  450  537  300
domestici (3 ore)          1854 1189  807  962  539
 
LSC = low storage costs (non dovrebbe LCS = "low cost storage" ?)
 
Ed in calce a pagina 19 leggete:
 
"both SunShot scenarios result in just over 400 gigawatts (GW)
  deployed" e
 
"By 2050, the SunShot scenario has deployed more than twice
  as much PV (971 GW)"
 
Notare come i 400 GW sono diventati 410 nella promo del FV
(in uno studio sul CSP-TES ...). Ed infine:
 
"and the SunShot LSC scenario has deployed more than three times
  as much (1,618 GW)"
 
e tutto questo nel territorio degli Stati Uniti. A pagina 21
la tabella delle stime con anche la generazione ipotizzata:
 
                        2030   2050
----------------------------------
Sunshot GW installati   405    971
Sunshot TW·h generati   749   1729
Quota FV sul totale   17.0%  32.6%
 
e con low cost storage
 
                        2030   2050
----------------------------------
SS+LCS GW installati    412   1618
SS+LCS TW·h generati    770   2968
Quota FV sul totale   17.5%  55.2%
 
A pagina 23 potete vedere un dato curioso: il Texas da solo
si prenderebbe piu' di un decimo di tutto l'installato.
Forse un segno ulteriore dell'amore dei petrolieri per il FV ?
E il documento pare ispirato dai petrolieri perche' a pagina
24 mostrano una produzione nucleare a zero nel 2050, mentre
il carbone continuerebbe a produrre intorno ai 900 TW·h anno ...
e questo solo negli Stati Uniti!
 
Ma passiamo oltre ... e torniamo al CSP-TES e rileggiamo il
titolo:
 
"The Potential Role of *Concentrating Solar Power* within the
  Context of DOE’s 2030 Solar Cost Targets"
 
perche' ancora una volta leggiamo:
 
"assess the potential impacts of achieving DOE’s 2030 cost
  targets for CSP-TES and PV ..."
 
"e" fotovoltaico ? Ancora ? Ma se volevano parlare genericamente
del "low cost solar", perche' non metterlo nel titolo:
 
"The Potential Role of Solar Power within the  Context of
  DOE’s 2030 Solar Cost Targets"
 
togliendo "concentrating" che invece fa intendere che si
leggerebbe come il CSP-TES potrebbe migliorare le sue prestazioni
e ridurre i costi ? Saltiamo a pag.33
 
"This section describes the methods used to evaluate the potential
  impacts of achieving the 2030 solar cost targets on the U.S.
  electricity system, which includes implementing the 2030 cost
  targets for both CSP-TES and *PV* ..."
 
Ed ancora con il fotovoltaico ... gia' che il CSP-TES ha poco
spazio, possibile che devono infilare il PV anche in un documento
che vuole fare credere di scrivere a favore del CSP-TES ?
E portiamo pazienza ...
 
"... the 2030 cost target (and all scenarios in this analysis,
  including ATB Mid) assumes dry cooling for all future CSP-TES systems.
  This assumption results in slightly increased costs and reduced
  capacity for a new CSP-TES plant with dry-cooling (relative to one
  with wet-cooling), which are represented through capital cost and
  operation and maintenance (O&M) multipliers of 1.05 in ReEDS and
  a capacity de-rate of 5%."
 
Dunque, i sistemi CSP-TES considerati sono quelli con il raffreddamento
ad aria (e questo va ricordato quando viene fatto il paragone con il
termoelettrico convenzionale) onde non consumare acqua (e cosi' ci
togliamo il patema di quelli che gli sta bene una centrale a carbone
che consuma quantita' industriali di acqua, ma si lagnano in modo
feroce del solare termodinamico accusandolo di consumare acqua).
E abbiamo un dato di un +5% di costi complessivi, di costi operativi
e di costi di manutenzione. Ed un taglio della capacita', rispetto
al caso "ottimale" che usi acqua per raffreddare, del 5%.
Non pare un costo allucinante, ne una perdita drammatica di produzione.
Dove non c'e' tanta acqua (ad esempio, nell'entroterra del meridione
dell'Italia), puo' valere la pena. Ma ricordato che il meridione
dell'Italia e' bordato da migliaia di chilometri di coste e come il
nucleare spesso si fa lungo il mare per sfruttare il raffreddamento
ad acqua, cosi' non vedo perche' anche il solare termodinamico non
potrebbe attingere allo stesso vantaggio ...
 
Poi entriamo in dettaglio ...

 e distraggono visto che non si tratta di energia dispacciabile).
 
un'altra pregunta: ma usare l'accumulo termico per il fotovoltaico è 
possibile?
è conveniente?


cmq secondo me la dicitura CSP non si può e non si deve 
associare univocamente al solo sistema cosiddetto 
"termodinamico", perché è un principio indipendente.
 
Credo che si potrà usare il solare a concentrazione anche in 
soluzioni differenti, basate per ora sulle "micro" celle ad 
altissima efficienza (che danno però il meglio se non 
ricordo male a 10x fino a 100x), e un domani magari anche su 
generatori Seebeck a stato solido (che sono molto indietro 
come rendimenti per ora).
 
L'idea è quella di disaccoppiare relativamente la parte 
captante-concentrante la luce (molto low tech e molto 
economica, aspetto che sicuramente può implicare ricadute 
occupazionali a km zero)
dalla parte "TRASDUCENTE" (che negli esempi che ho citato 
sono componenti costosi e pregiati a stato solido, privi di 
parti in movimento, e nel "termodinamico" è una macchina 
endotermica reversibile, eventualmente anche tipo Stirling), 
che è la più high tech.
 
Aperta parentesi - anche la dicitura "termodinamico" è usata 
spesso in modo restrittivo, riferendosi a macchine tipo 
frighi, condizionatori e pompe di calore e loro parenti 
GROSSI, mentre imho si applica assolutamente anche ai 
cosiddetti tubi sottovuoto nei pannelli, puramente termici, 
che funzionano col principio della HEAT PIPE, ossia con un 
fluido vettore che evapora e ricondensa altrove, che sono 
macchine termodinamiche pur non essendo di natura elettrica 
- Chiusa parentesi
 
 
Anche un paese arretrato può costruirsi da sé specchi, lenti 
fresnel, inseguitori ed altro, ma solo chi ha le camere 
bianche può farsi i wafer di silicio ultrapuro (il 
termodinamico schietto invece lo definirei "mid-tech", in 
quanto un qualsiasi paese mediamente industrializzato 
dovrebbe essere in grado di rendersi indipendente, 
quantomeno per assemblaggio).
 
 
Va da sé che persino usando le tecnologie fotovoltaiche o 
Seebeck, un solare a CONCENTRAZIONE
assume alcune caratteristiche complementari al FV normale, 
ossia la diversa sensibilità climatica, in particolare al 
tempo coperto e alla luce diffusa, laddove l'FV incassa 
meglio con cali minori, qualsiasi soluzione basata sulla 
concentrazione invece crolla nel lavorare in luce diffusa.
 
Considerato questo aspetto, imho è una soluzione ideale per 
i climi secchi e sereni (freddi o caldi importa meno), 
mentre la fascia di applicabilità del FV, che ovviamente è 
pure lui migliore in quei posti, si può estendere un po' più 
anche alle zone spesso afflitte da "velature".
 
-- 
1) Resistere, resistere, resistere.
2) Se tutti pagano le tasse, le tasse le pagano tutti
Soviet_Mario - (aka Gatto_Vizzato)

 è conveniente?
 
Solo se l'energia fotovoltaica e' inutilizzabile.
 
Vediamo di capirci: nel CSP-TES abbiamo quattro passaggi
energetici: prima radiazione solare (quindi elettromagnetica)
che viene convertita in energia termica e poi l'energia
termica e' converita con un ciclo Rankine in energia
meccanica e infine l'energia meccanica e' convertita in
energia elettrica.
 
Si da' il caso che una di queste forme: l'energia
termica e' di facile, economico, quanto efficiente accumulo.
Quindi e' naturale pensare di "intercettare" il flusso di
energia quanto e' in quella fase, e accumularla per poi
rimetterla nel ciclo in modo che prosegua verso la
conversione meccanica. L'efficienza del ciclo di accumulo
termico e' intorno al 93% entro le 24 ore (poi le
dispersioni verso l'ambiente fanno calare la resa).
 
Nel caos del fotovoltaico abbiamo invece la conversione
diretta delle radiazione (emissione elettromagnetica)
in energia elettrica e quindi non c'e' alcuna fase
intermedia piu' semplice da intercettare.
Anche l'elettricita' si puo' accumulare in modo abbastanza
efficiente (circa 90%), ma il costo e' tutt'altra cosa.
Mentre esistono vari impianti CSP-TES con capacita'
oltre le migliaia di MW·h, lei quanti ne conosce di
sistemi a batteria che almeno arrivino alle decine di MW·h ?

 si può estendere un po' più anche alle zone spesso afflitte da "velature".
 
E qui ci vedo subito la Germania.

 sistemi a batteria che almeno arrivino alle decine di MW·h ?
 
non mi riferivo infatti a sistemi a batteria

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mah, la Germania imho è fallimentare per il numero di ore di 
luce e per l'irraggiamento annuo ridicolo.
Poi per carità, sovradimensionando e avendo la volontà si 
risolve TUTTO, gli olandesi hanno strappato terre al mare 
rimboccandosi le maniche.
 
In effetti pensavo più alla bassa padana o a zone tipo 
subtropicali, dove c'è tanta luce ma anche tantissimo umido


 
 
è che per fare un impianto CST occorre impegnare kmquadri di territorio, 
sui quali si potrebbe costruire una più economica centrale a 
combustibili fossili con la stessa potenza.
 
E che dire del danno ecologico? sembrerebbe una cosa pulita istallare 
specchi per raccogliere la luce del sole. E alle piante e ai 
microorganismi che si nutrivano di quella luce nessuno ci pensa? pensate 
ad un mondo ricoperto interamente da impanti di CST, nessuna pianta 
potrebbe crescervi sopra, nessun animale potrebbe nutrirsi, sarebbe un 
mondo desolato ricoperto di specchi.

 sarebbe un mondo desolato ricoperto di specchi.
 
Meglio un mondo desertico come quello ai tempi dei dinosauri, vero ?
Ma suppongo lei abbia un piede nella fossa, quindi e' tranquillo
che nessuno le correra' dietro quando sara' evidente che ha mentito.

 mentito.
 
 


 
 
io ero rimasto ai funghi champignon, però ci occorre sempre lo sterco di 
cavallo
 

 ma non era lussureggiante ?
 
Quello che si vede nei film come Jurassic Park, con
l'erbetta stile prato inglese non e' realistico. A parte
il fatto che "l'erba" allora non esisteva.
 
8>< ----

 "antiche" in mezzo alle villettine a schiera.
 
anche in olanda ho visto spiantare alberi per spostarli in 
blocco, con una strana benna che ritaglia una semisfera di 
terreno di vari metri e sposta questa zollona, con tante 
radici e tutto quanto, altrove. E del resto sono il paese 
dove ci stanno i sottopassi e sovrappassi verdi per far 
attraversare le strade agli animali selvatici, senza che 
finiscano sfracellati sotto le ruote in un'ecatombe senza fine.
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