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POLITECNICO DI MILANO

Facoltà di Ingegneria dei Sistemi

Corso di Ingegneria Gestionale

Il solare termodinamico: sviluppi tecnologici, trend di

mercato e analisi della filiera in Italia e nel mondo

Relatore: Prof. Giovanni Toletti

Correlatore: Ing. Lorenzo Colasanti

Lorenzo Galimberti Matr. 765021

Anno accademico 2011-2012

Il solare termodinamico: sviluppi tecnologici, trend di mercato e analisi della filiera in Italia e nel mondo 2


Ringraziamenti

Quando si raggiunge un traguardo importante il merito non è mai solo di una persona ma va

sempre condiviso. Quando, come nel mio caso, le persone che hanno condiviso gli sforzi e

l’impegno sono così numerose e così importanti, riassumere un ringraziamento in poche righe è

difficile e riduttivo, mentre nominarle tutte è proprio impossibile.

Un grazie infinito va alla mia famiglia, che non mi ha fatto mancare mai niente. A mamma Irene e

papà Davide, che con i loro gesti quotidiani si sono sempre dimostrati partecipi delle mie fatiche,

delle mie gioie e delle mie difficoltà. Ai miei fratelloni Cesare e Francesco che non hanno mai

esitato a sostenermi nei momenti più critici. Alla mia compagna Elisa che, con le sue attenzioni e il

suo aiuto, mi ha fatto sembrare ogni cosa più facile di quello che fosse, e alla sua famiglia per

avermi sempre trattato con grande affetto, come uno di loro.

Un grande grazie va a quella lunga schiera di zii, cugini e parenti che hanno sempre riposto grande

fiducia in me e, quando ne ho avuto bisogno, mi hanno sempre accolto a braccia aperte.

Un grazie speciale va ai miei compagni di viaggio, Alberto, Luca, Gian, Marco e tutti gli altri, con i

quali è stato un piacere ed un onore condividere gli studi. Ai miei amici di sempre, che sono stati

un valido appoggio e mi sono stati vicini, anche solo con il pensiero.

Un ringraziamento particolare va infine al Politecnico di Milano che mi ha dato la possibilità di fare

un percorso universitario di alta qualità, faticoso e stimolante al tempo stesso. Al Dipartimento di

Ingegneria Gestionale per la qualità degli insegnanti e degli insegnamenti, in particolare all’Ing.

Colasanti che mi ha seguito passo dopo passo con pazienza e dedizione.

Questo lavoro è dedicato al mio grande papà, il mio esempio di vita, che non finirò mai di

ringraziare e verso il quale sarò sempre in debito per tutto quanto ha fatto per me.

Lorenzo Galimberti


INDICE

1. Introduzione 11

1.1. I principali fatti del 2012 12

1.2. Tecnologia 13

1.3. Mercato 14

1.4. Normativa 18

1.5. Filiera 18

2. Tecnologia e costi 21

2.1. Tecnologia 21

2.1.1. Parabolic trough 22

2.1.1.1. Il campo specchi 25

2.1.1.2. Struttura di supporto 26

2.1.1.3. Tubo ricevitore 27

2.1.1.4. Specchio parabolico 27

2.1.1.5. Piping di collegamento 28

2.1.2. Solar tower (central receiver) 29

2.1.3. Collettori lineari o Fresnel 30

2.1.4. Parabolic dish 31

2.1.5. I sistemi di stoccaggio 32

2.2. L’ evoluzione dei costi 35

2.2.1. Differenti misure di costo 35

2.2.2. Levelized Energy Cost 36

2.2.3. Tecnologie a confronto 39

2.2.4. Livello attuale dei costi 39

2.2.4.1. Costi d’investimento iniziale 40

2.2.4.2. Struttura dei costi 41

2.2.4.3. Costi di operation and maintenance (O&M) 42

2.2.4.4. Conclusioni 43

2.2.5. Potenziali riduzioni di costo 43

2.2.5.1. Componentistica 45

2.2.5.1.1. Il campo solare: specchi, ricevitori, strutture di supporto 45

2.2.5.1.2. Fluido termovettore 46

2.2.5.1.3. Sistemi di storage 46

2.2.5.1.4. Altri temi e conclusioni 47

2.2.5.2. Costi di O&M 48

2.2.6. Il LEC degli impianti CSP 49

2.2.6.1. Le prospettive per i prossimi anni 50

3. Mercato 52

3.1. Principali risultati del 2012 52

3.2. Analisi geografica del mercato 54

3.3. Analisi tecnologica del mercato 60

3.4. La situazione italiana 65


3.5. Principali progetti nel mondo 67

3.5.1. USA 68

3.5.2. Spagna 71

3.5.3. India 72

3.5.4. Cina 73

3.5.5. Sud Africa 74

3.5.6. Middle East and North Africa – MENA 76

3.5.7. Marocco 79

3.5.8. Tunisia 81

3.5.9. Arabia Saudita 82

3.5.10. Emirati Arabi Uniti 82

3.5.11. Israele 84

3.5.12. Giordania 85

3.5.13. Cile 85

3.5.14. Altre considerazioni 87

4. Normativa 88

4.1. La normativa italiana per il solare termodinamico 89

4.1.1. La reazione degli operatori del settore 91

4.2. Il quadro autorizzativo per impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili 93

4.2.1. Il contesto 93

4.2.2. Le Linee Guida nazionali e il D.Lgs. 28/2011 93

4.2.3. L’autorizzazione unica 94

4.2.4. Requisiti, aree non idonee, misure compensative 96

4.3. Approfondimento: la Carta del Sole 97

4.4. Conclusioni 99

5. Filiera 101

5.1. La filiera mondiale del solare termodinamico 103

5.1.1. La filiera del CSP nel mondo: impiantistica 103

5.1.2. La filiera del CSP nel mondo: componentistica 105

5.2. La filiera italiana del solare termodinamico 108

5.2.1. La filiera del CSP in Italia: impiantistica 109

5.2.2. La filiera del CSP in Italia: componentistica 110

5.2.3. Le principali imprese italiane della filiera del termodinamico 111

5.3. Il caso del mini – CSP 112

6. Conclusioni 115


INDICE DELLE FIGURE

Introduzione

Figura 1.1 Installazioni annue di CSP dal 1984 al 2012 15

Figura 1.2 Installato cumulato di CSP dal 1984 al 2012 15

Tecnologia e costi

Figura 2.1 Principi di funzionamento di un impianto a tecnologia solare termodinamica 21

Figura 2.2 Impianto CSP a collettori parabolici, nel dettaglio specchi e tubo ricevitore 23 Figura 2.3 Schema d’impianto di una centrale a parabolic trough 25

Figura 2.4 Campo specchi di un impianto a collettori parabolici 26

Figura 2.5 Esempi di strutture di supporto 26

Figura 2.6 Tubo ricevitore 27

Figura 2.7 Struttura multi-strato di uno specchio per impianti CSP 28

Figura 2.8 Schema d’impianto di una centrale a torre solare 29

Figura 2.9 Veduta dell’impianto Mojave in California 30

Figura 2.10 Impianto solare termodinamico a specchi lineari o Fresnel 31

Figura 2.11 Esempi di solar dish o dish Stirling 32

Figura 2.12 Rappresentazione dei benefici di un impianto con sistema di storage 33

Figura 2.13 Indicatori di costo per un impianto elettrico alimentato a fonti rinnovabili 36

Figura 2.14 Mappa della distribuzione della radiazione solare diretta (DNI) 38

Mercato

Figura 3.1 Potenza annua installata nel mondo 53

Figura 3.2 Installato totale nel mondo 54

Figura 3.3 Ripartizione geografica della potenza cumulata installata (2553 MW) a fine 2012 55

Figura 3.4 Ripartizione geografica della quota di mercato della potenza cumulata dei paesi 55

“altri” al 2012

Figura 3.5 Localizzazione geografica degli impianti attualmente in costruzione 56

Figura 3.6 Impianti attualmente in costruzione, ripartizione geografica quota di 57

mercato “altri”

Figura 3.7 Localizzazione geografica della potenza installata (5475 MW), scenario 2014 57

Figura 3.8 Totale installato cumulato, possibile scenario futuro 58

Figura 3.9 Localizzazione geografica degli impianti in sviluppo 58

Figura 3.10 Localizzazione geografica della potenza installata cumulata (13 GW), 59

scenario 2020

Figura 3.11 Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati a fine 2011 60

Figura 3.12 Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati a fine 2012 61

Figura 3.13 Ripartizione tecnologica degli impianti in corso di realizzazione per 62

potenza installata

Figura 3.14 Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati, scenario 2014 63

Figura 3.15 Ripartizione tecnologica degli impianti programmati e in fase di sviluppo 63


Figura 3.16 Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati, scenario 2020 64

Figura 3.17 Veduta dell’impianto Ivanpah 69

Figura 3.18 Rappresentazione del progetto Desertec 78

Figura 3.19 Rappresentazione del progetto TuNur 81

Figura 3.20 Veduta dell’impianto di Shams 1 83

Normativa

Figura 4.1 Incremento delle tariffe incentivanti dal 2008 al 2012, distinzione tra piccoli e grandi 91

impianti

Filiera

Figura 5.1 La filiera del solare termodinamico 101


INDICE DELLE TABELLE

Introduzione Tabella 1.1 Installazioni dal 2007 al 2012 di CSP nel mondo e totale cumulato 14

Tecnologia e costi Tabella 2.1 Costi d’investimento per impianti CSP in funzione dei parametri: 40

fluido termovettore, multiplo solare, capacità di storage e fattore di capacità

Tabella 2.2 Struttura dei costi della centrale a parabolic trough da 50 MW di Andasol (Spagna) 42

Tabella 2.3 Attività correnti di R&S per impianti parabolic trough 44

Tabella 2.4 Costo totale d’installazione per parabolic trough e solar tower, 2011 e 2015 48

Tabella 2.5 Stima del LEC di progetti CSP a parabolic trough e solar tower nel 2011 e nel 2020 50

Tabella 2.6 Stima del LEC al 2015 fatta da alcuni operatori del settore 51

Mercato

Tabella 3.1 Installazioni di CSP per ogni anno e incremento percentuale 52

Tabella 3.2 Installato cumulato di CSP, evoluzione storica ed incremento percentuale 53

Tabella 3.3 Impianto di Archimede, caratteristiche principali 65

Tabella 3.4 Progetti di CSP in Italia 67

Tabella 3.5 Impianto Ivanpah, caratteristiche principali 68

Tabella 3.6 Impianto Solana, caratteristiche principali 70

Tabella 3.7 Impianto Mojave, caratteristiche principali 70

Tabella 3.8 Impianti attualmente in costruzione in Spagna 71

Tabella 3.9 Impianti CSP attualmente in costruzione in India 72

Tabella 3.10 Impianto Rajastan Sun Technique-Dhursar, caratteristiche principali 73

Tabella 3.11 Impianti CSP attualmente in costruzione in Cina 73

Tabella 3.12 Impianto Ningxia ISCC, caratteristiche principali 74

Tabella 3.13 Impianti CSP attualmente in costruzione in Sud Africa 75

Tabella 3.14 Impianto Khi Solar One, caratteristiche principali 75

Tabella 3.15 Impianto Kaxu Solar One, caratteristiche principali 76

Tabella 3.16 Impianti in costruzione e programmati per il complesso di Ouarzazate in Marocco 80

Tabella 3.17 Impianto di Ouarzazate, caratteristiche principali 80

Tabella 3.18 Impianto di TuNur, caratteristiche principali 82

Tabella 3.19 Impianto di Shams 1, caratteristiche principali 84

Tabella 3.20 Impianti in costruzione e in fase di sviluppo in Israele 84

Tabella 3.21 Impianto di Ashalim 1, caratteristiche principali 84

Tabella 3.22 Impianto di Ashalim 2, caratteristiche principali 85

Tabella 3.23 Impianti programmati in Giordania 85

Tabella 3.24 Impianti programmati in Cile 86

Tabella 3.25 Impianto di Pedro de Valdivia, caratteristiche principali 86

Tabella 3.26 Impianto di Maria Elena, caratteristiche principali 87


Normativa Tabella 4.1 Tariffa incentivante prevista dal Decreto ministeriale n. 101 del 11/04/2008 (€/kWh) 89

Tabella 4.2 Tariffa incentivante prevista dal Decreto n. 159 del 6/07/2012 90

Tabella 4.3 Soglie di potenza per l’Autorizzazione Unica per le varie tecnologie 94

Filiera Tabella 5.1 Principali player internazionali attivi nella realizzazione di impianti solari 100

termodinamici

Tabella 5.2 I principali produttori mondiali di componenti per impianti solari termodinamici 102

Tabella 5.3 Principali operatori italiani della filiera del solare termodinamico 106

Tabella 5.4 Principali produttori italiani di componentistica per impianti solari termodinamici 107


IINDICE DEI BOX

Normativa Box 4.1 Decreto rinnovabili, la positiva reazione di ANEST – Associazione Nazionale del Solare 89

Termodinamico

Box 4.2 La Conferenza dei servizi 93 Box 4.3 La verifica di assoggettabilità alla V.I.A. 93 Box 4.4 Il manifesto del solare termodinamico in Sicilia 96


1. Introduzione

Parlare di solare termodinamico in Italia non è semplice, non tanto perché mancano gli interlocutori (le

aziende che sono attive in questa tecnologia ci sono eccome), ma perché sono proprio le installazioni a

mancare.

Siamo di fronte ad un caso più unico che raro. L’Italia dispone di alcune imprese che, seppur nella loro

dimensione limitata, riescono ad esprimere un contenuto tecnologico di ottimo livello. Inoltre la filiera

italiana è sufficientemente variegata da poter realizzare un impianto chiavi in mano quasi interamente

made in Italy. Le regioni adatte a questo tipo di tecnologia, particolarmente esigente in termini di

caratteristiche climatiche, non mancano. Sardegna, Sicilia e Puglia hanno un buon livello di insolazione, tale

da poter essere sfruttato in maniera proficua per il funzionamento delle centrali solari a concentrazione. La

legislazione, con i recenti cambiamenti introdotti con il decreto rinnovabili del 6 luglio 2012, intende

sostenere questo settore, mettendo in campo un livello di incentivi tra i più alti al mondo.

Gli elementi per fare dell’Italia un mercato di riferimento per il solare termodinamico sembrano esserci

tutti, tant’è che numerosi sono i progetti e le proposte avanzate dagli operatori del settore. Tuttavia di

impianti operativi o in costruzione se ne vedono pochi. Perché? Perché, come spesso accade nel nostro

Paese, le imprese che si propongono di realizzare gli impianti si devono scontrare con uno scoglio talvolta

insormontabile: la burocrazia. Il grosso problema evidenziato dalle imprese intervistate sta proprio nell’iter

autorizzativo, affidato e gestito dagli enti locali, che spesso vanifica gli sforzi dei proponenti. Ecco che il

mercato del solare termodinamico può essere visto come lo specchio del paese, perché, come purtroppo

spesso accade, le potenzialità ci sono tutte ma manca la possibilità di esprimerle al meglio. È tuttavia

ancora presto per decretare il fallimento di un settore, che si mantiene attivo e ancora fiducioso che una

svolta possa esserci nei prossimi mesi. È però doveroso far notare come di tempo se ne sia perso fin troppo

e la svolta, dovesse realizzarsi, potrebbe essere tardiva. Il mercato mondiale sta infatti, finalmente,

decollando. L’installato totale è quasi triplicato dal 2010 al 2012 e nuovi progetti e nuovi cantieri sono in

continuo aumento. È per questo che il mercato italiano deve partire al più presto, per consentire alle

imprese italiane di mettersi alla prova sul proprio territorio, poter crescere ed essere in grado finalmente di

agire anche in campo internazionale, dove le opportunità non mancherebbero di certo.

Le dimensioni contenute e la mancanza di un track - record relegano, per il momento, ad un ruolo

marginale le imprese italiane rispetto al contesto mondiale, nonostante siano desiderose di confrontarsi

con i propri competitor stranieri.

Parlare di solare termodinamico in Italia è tuttavia altrettanto importante, poiché le imprese italiane hanno

tutte le carte in regola per contribuire positivamente alla definizione di una strategia energetica sostenibile,

andando ad ampliare la quota di pertinenza delle rinnovabili nel mix energetico nazionale ed entrando a far

parte dell’arena competitiva globale.

Parlare di Concentrated Solar Power a livello mondiale è, infine, doveroso perché si tratta di un mercato in

forte espansione, sia in termini di capacità installata sia in termini di diffusione geografica, e sta

mantenendo, almeno in parte, le promesse e le aspettative che si erano create negli ultimi anni.

Se poi ci spostiamo sul piano tecnologico, il discorso si fa ancora più interessante. Il solare a concentrazione

è infatti l’unica forma di energia rinnovabile che, grazie alla possibilità di immagazzinare parte dell’energia


prodotta, può garantire una erogazione di energia elettrica paragonabile ad un impianto tradizionale, ossia

anche quando la risorsa rinnovabile, il sole, viene a mancare.

La strada del solare termodinamico è ancora lunga, perché dal punto di vista del costo dell’energia prodotta

si mantiene distante dalla grid parity. Per diventare competitivo sono indispensabili ingenti sforzi in ricerca

e sviluppo e una diffusione che consenta di sfruttare l’effetto delle economie di scala nella produzione dei

componenti. Tuttavia operatori di settore ed associazioni di categoria sono concordi nell’attribuire al solare

termodinamico un possibile ruolo da protagonista nel mix energetico globale, soprattutto in paesi in cui

questa tecnologia risulta preferibile ad altre rinnovabili.

1.1 I principali fatti del 2012

Il 2012 è stato un anno particolarmente turbolento per il CSP, nuovi mercati sono emersi mentre altri non

sono riusciti a decollare nonostante le aspettative ed altri ancora sono virtualmente morti. Alcune grandi

società si sono ritirate e sono uscite dal mercato, nuove start up sono invece state fondate. Tuttavia, ciò

che conta di più, è che il CSP prosegue nella sua strada di crescita e sembra voglia farlo per molto tempo1.

I paesi protagonisti del mercato del solare termodinamico sono ancora Spagna e USA, ma stanno seguendo

una dinamica profondamente diversa. In USA non è stato installato nessun nuovo MW ma è il paese più

attivo in termini di cantieri aperti e di ricerca e sviluppo. I grandi progetti vanno avanti e, durante il 2013,

molti di essi dovranno entrare in funzione incrementando notevolmente la capacità installata.

Mentre gli USA sono in netta ripresa e viaggiano spediti, la Spagna sta seguendo il percorso inverso. Dopo le

elezioni del 2011, infatti, il governo spagnolo è stato assunto dal partito popolare, meno propenso ad

incentivare lo sviluppo delle rinnovabili rispetto al governo precedente. La nuova strategia energetica

nazionale ha portato ad alcune variazioni nella normativa (sostanzialmente abolizione degli incentivi e dei

benefici fiscali), mettendo in stand-by l’intero settore delle rinnovabili per un lungo tempo.

Per quel che riguarda le caratteristiche degli impianti, le nuove installazioni in Spagna hanno seguito quasi

tutte la strada, consolidata negli ultimi anni, dei parabolic trough da 50 MW di potenza. Ma, anche qui, il

panorama sta cambiando. Nei grandi impianti la taglia di riferimento si sta alzando notevolmente; tra gli

impianti in costruzione e quelli programmati le potenze medie superano abbondantemente i 100 MW.

Inoltre, sempre per gli impianti di grande potenza, la tecnologia dei solar tower sta attirando sempre di più

l’attenzione degli investitori, perché sembra essere quella con il maggior potenziale di incremento di

efficienza e riduzione di costo. Molti dei progetti pianificati o in fase di sviluppo fanno proprio riferimento a

questa tecnologia.

Infine, per quel che riguarda i maggiori progetti avviati prima del 2012, il più grande impianto a torre in

costruzione (Ivanpah) ha raggiunto il 75% del completamento, mentre il più grande impianto parabolico in

costruzione (Solana) è all’80%. Entrambi sono situati negli USA, rispettivamente in California e Arizona, e

dovrebbero entrare in esercizio durante il 2013.

1 CSP 2012, a review, CSP world – www.csp-world.com


In Italia purtroppo nessun nuovo impianto è stato realizzato. Tuttavia la modifica alla normativa che regola

il mercato del solare termodinamico introdotta dal Decreto Rinnovabili del 6 luglio2 ha diffuso un clima di

rinnovata fiducia tra gli operatori del settore.

1.2 Tecnologia

Tra le tecnologie presenti sul mercato i parabolic trough si confermano come la più diffusa. L’impianto tipo

è al momento caratterizzato da un campo solare a collettori parabolici con una taglia di 50 MW e le

installazioni del 2012 hanno proseguito su questa strada.

Non si può dire però che i parabolic trough siano una tecnologia matura, le attività di ricerca coinvolgono

quasi tutte le componenti di un impianto, chi più chi meno, e potrebbero portare una riduzione dei costi

fino al 40% entro il 20203.

Nei grandi impianti stanno ricevendo sempre più interesse i solar tower, che finora sono presenti solo con

degli impianti sperimentali, ma che si apprestano a diffondersi a livello commerciale, anche più dei

parabolic trough grazie ai potenziali vantaggi di costo. Vantaggi che si potranno realizzare solo con notevoli

sforzi di ricerca e sviluppo.

Qualche segnale di vivacità è stato dato anche dagli specchi di Fresnel, che a breve dovrebbero presentare i

primi grandi impianti ma il cui successo potrà avvenire negli impianti di piccola taglia per la maggior

semplicità tecnologica e il minor costo.

Ancora nulla di significativo è stato fatto dai solar dish, per i quali non sembra esserci la possibilità di uno

sviluppo di grande scala.

In generale, dal punto di vista dei cosi, il solare termodinamico si mantiene distante dalla grid parity. In

base ai dati presenti in letteratura4, il LEC stimato per gli impianti attualmente in funzione è attorno a 0,18

€/kWh. Affinché questa tecnologia possa diventare competitiva in un futuro non lontano, sono

indispensabili due cose. Innanzitutto una continua attività di ricerca e sviluppo mirata all’aumento

dell’efficienza degli impianti e alla riduzione dei costi. Inoltre occorre che ci sia una diffusione di grande

scala di questi impianti, in modo tale da standardizzare la produzione dei componenti e sfruttare l’effetto

delle economie di scala e di apprendimento.

Gli operatori del settore, pubblici e privati, e i centri di ricerca sono ben consapevoli del fatto di dover

affrontare importanti sforzi nell’innovazione, e hanno intrapreso diverse iniziative che spesso coinvolgono

assieme imprese e centri di ricerca oppure diversi centri di ricerca contemporaneamente.

Negli Stati Uniti, per esempio, numerosi nuovi progetti sono stati sottoscritti dal programma SunShot dello

US Department of Energy5.

La Commissione Europea ha approvato il progetto EU-SOLARIS, un accordo di lungo periodo tra i centri di

ricerca del Mediterraneo per gestire congiuntamente impianti e progetti come se fosse un’entità sola.

2 Decreto Ministeriale n. 159 del 6 luglio 2012, attuazione dell’art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28

3 Concentrated Solar Power: cost analysis, IRENA, 2012


5 www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/

http://www1.eere.energy.gov/solar/sunshot/


In Spagna è stato costruito un nuovo impianto sperimentale, il Variable Geometry Central Receiver Solar

Test Facility sviluppato dal centro di ricerca spagnolo CTAER a Tabernas, nei pressi della pionieristica

Piattaforma Solare di Almeria.

Un nuovo impianto sperimentale a sali fusi è pronto per essere utilizzato negli USA al Sandia National

Laboratories. Areva sarà la prima compagnia ha portare avanti dei test sull’impianto per sviluppare l’uso

dei sali fusi nei collettori solari Fresnel.

Il progetto SOLUGAS, diretto da Acciona, è stato completato e i lavori di test sono in corso.

Il primo impianto ibrido al mondo CSP - biomassa è stato commissionato ed è operativo in Spagna, il

Termosolar Borges sviluppato da Abantia e Comsa Emte.

Un nuovo impianto a torre a scopi di ricerca è stato realizzato in Cina, dopo sei anni di lavori; la Chinese

Academy of Sciences unitamente all’ Electrical Engineering Institute proseguiranno i progetti di ricerca su

questo impianto.

Il Department of Energy (DOE) americano ha annunciato nel giugno 2012 i vincitori dell’iniziativa SunShot

per delle opportunità di finanziamento. Ventuno progetti sono stati selezionati per migliorare la tecnologia

CSP, al fine di raggiungere una significativa riduzione del costo per kWh generato. Altri due progetti di

ricerca sul fluido termovettore sono stati selezionati due mesi dopo.

Alcuni progetti di ricerca su nuovi paradigmi tecnologici particolarmente innovativi riguarderanno l’uso

della CO2 supercritica come fluido termovettore per gli impianti a ciclo di Brayton o i ricevitori a particelle in

caduta.

Gossamer e 3M hanno annunciato un nuovo collettore con un’apertura più ampia. Il LAT 73 ha un’apertura

di 7,3 metri e raggiunge un fattore di concentrazione attorno al 100%.

In seguito alle innovazioni attese il LEC degli impianti CSP potrà scendere del 5 - 10% entro il 2015 mentre

alcune proiezioni ottimistiche attribuiscono un valore prossimo alla grid parity tra il 2020 e il 20256.

1.3 Mercato

Prosegue dunque la crescita del mercato, come evidenziato dalla tabella 1.1.

Anno 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Installato CSP (MW)

74 55 178,5 326,5 752,5 811,5

Totale cumulato 429 484 662,5 989 1741,5 2553

Tabella 1.1 - Installazioni dal 2007 al 2012 di CSP nel mondo e totale cumulato7


7 CSP world – www.csp-world.com


Durante il 2012 le istallazioni di CSP hanno raggiunto gli 811,5 MW, di cui 9 MW riguardano un impianto

integrato a carbone in Australia. I restanti 802,5 MW sono stati installati tutti in Spagna, portando il totale

cumulato nel mondo a 2553 MW.

Figura 1.2 - Installato cumulato di CSP dal 1984 al 20128

La Spagna è riuscita, in questo modo, a mantenere la leadership mondiale; tuttavia le prospettive per il

futuro sono tutt’altro che rosee. La Spagna ha cominciato l’anno con una moratoria sui nuovi impianti a

energie rinnovabili e negli ultimi giorni del 2012 sono stati approvati dei cambiamenti nella

8 CSP 2012, a review, CSP world – www.csp-world.com

0

500

1000

1500

2000

2500

1984 1985 1989 1990 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Po

ten

za (

MW

)

Anno

Totale cumulato (MW)

0

200

400

600

800

1000

1984 1985 1989 1990 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Po

ten

za M

W

Anno

Installato CSP (MW)

Figura 1.1 - Installazioni annue di CSP dal 1984 al 2012


regolamentazione, nelle tasse e nelle tariffe incentivanti che gli impianti avrebbero dovuto ricevere. Un

impianto in costruzione e che diventasse operativo dopo la data stabilita dal governo, potrebbe non avere

accesso agli incentivi previsti dalla precedente legislazione (pari a 0,27 €/kWh); inoltre, per tutti gli impianti

operativi,è stata applicata una pressione fiscale sugli utili del 7%9. Tutte queste misure renderanno

infattibile la costruzione di nuovi impianti e, secondo alcune dichiarazioni del governo, la Spagna non

realizzerà altri impianti di CSP per molto tempo. Nonostante ciò, circa 800 MW sono stati attivati nell’anno

concluso e, attualmente, il paese è ancora al primo posto in quanto a potenza cumulata con circa 1800 MW

dei 2553 totali.

Gli USA sono rimasti fermi in quanto a nuove installazioni ma il mercato è tutt’altro che bloccato. Per gli

USA è stato un anno transitorio, nemmeno un MW è stato installato, ma ci sono almeno 1200 MW in

costruzione, che entreranno in funzione nel 2013. L’agognato fiscal – cliff, e tutti i relativi tagli alla spesa

pubblica che avrebbero investito anche gli incentivi alle rinnovabili, è stato evitato e alcuni incentivi alle

energie rinnovabili resteranno ancora per un po’.

Il 2012 è stato caratterizzato dall’ingresso di nuovi paesi che si stanno interessando sempre più al solare

termodinamico. Molti di questi appartengono alla regione del Nord Africa e del Medio Oriente (detta

MENA) e hanno mostrato segnali positivi per una crescita del mercato nei prossimi anni, spinti soprattutto

dalle condizioni climatiche e territoriali, ideali per questa tecnologia. Tra questi si sono fatti notare, in

modo particolare, Marocco, Emirati Arabi Uniti, Arabia Saudita, Israele e Tunisia. Fondamentale è, in

queste nazioni, il coordinamento e lo sforzo fatto da Desertec, un’iniziativa industriale creata

appositamente per favorire lo sviluppo del CSP nei paesi africani.

Il Marocco ha assegnato ad un consorzio guidato da ACWA Power (società energetica privata controllata

dal Regno dell’Arabia Saudita) la costruzione del primo lotto da 160 MW dei 500 MW auspicati per il

complesso di Ouarzazate. Il paese ha un piano di sviluppo ulteriore per il CSP nel medio termine, grazie ad

un quadro normativo sostenibile che mira ad attrarre investitori privati dall’estero.

Molto attivi sono i paesi degli Emirati Arabi Uniti, tra questi l’unico che finora ha ottenuto dei risultati

concreti è Abu Dhabi, il quale ha completato l’importante impianto di Shams 1, un’infrastruttura da 100

MW in procinto di essere inaugurata ufficialmente nei prossimi mesi.

Il paese che dimostra di avere gli obiettivi più ambiziosi e che in prospettiva potrebbe diventare il più

importante tra le regioni del MENA è l’Arabia Saudita. Ha infatti annunciato un massiccio sviluppo

dell’energia solare per i prossimi vent’anni, con un obiettivo addirittura di 25 GW di CSP entro il 2032.

Nonostante le perplessità che un annuncio del genere può generare, le autorità saudite stanno gestendo il

progetto con grande cautela affinché risulti economicamente fattibile e sostenibile. Alcuni player del CSP

hanno cominciato a guardare con notevole interesse all’Arabia Saudita per trovare dei partner locali e

stanno istituendo dei propri uffici nel paese.

Oltre a questi paesi, importanti progressi in termini di proposte di nuovi impianti ed avanzamento di

progetti già avviati sono stati fatti da Sud Africa, India, Cina, Israele, Cile e Australia, segno che il CSP è

pronto per diffondersi in tutto il mondo, laddove le condizioni ambientali si incontrano con il parere

positivo e con le scelte delle istituzioni.

9 CSP world – www.csp-world.com


Il Sud Africa si sta rivelando un nuovo mercato molto promettente per il CSP. Sono già iniziati i lavori per il

primo impianto CSP; Albengoa Solar sta costruendo un impianto da 50 MW a torre solare e un altro da 100

MW a collettori parabolici nella provincia di Capo Nord, sono gli impianti Kaxu Solar One e Khi Solar One.

Un altro impianto, Bokpoort, ha ottenuto il permesso per la costruzione, si tratta di un parabolic trough da

50 MW realizzato da parte di ACWA. Sebbene ci siano stati dei ritardi nel completamento della prima fase

della gara d’appalto, sembra proprio che l’impegno del Sud Africa per le energie rinnovabili e nel CSP in

particolare sia molto forte, e non ci dovremmo sorprendere se a breve dovessimo vedere altri progetti

annunciati.

L’India ha annunciato la seconda fase del JNNSM (Jawaharlal Nehru National Solar Mission), si tratta di una

strategia energetica nazionale con obiettivi ambiziosi che dovrebbe portare nei prossimi anni ad una

ridefinizione del mix energetico nel quale le rinnovabili dovranno sostenere un carico sempre maggiore. Le

gare d’appalto per nuovi impianti CSP sono state posticipate fino al 2014-2015 a causa di un ritmo di

sviluppo della prima fase più lento del previsto, ma il programma procede nel suo percorso.

Un altro paese che da anni si sta preparando ad entrare con la sua consueta prepotenza nel mercato è la

Cina. Le attività di ricerca hanno portato al completamento di un impianto pilota a torre solare dopo 6 anni

di lavori, il Yanqing Balading Research Center. Un altro segnale importante è l’interesse del paese nei

confronti dell’iniziativa Desertec, alla quale dovrebbero associarsi alcune imprese cinesi nei mesi a venire.

La Cina rimane dunque un mercato promettente per il futuro del CSP, anche se il forte supporto al

fotovoltaico sta ritardando il decollo vero e proprio del mercato.

Il paese che ha sorpreso più di tutti nell’ultimo anno è stato il Cile. Esso, infatti, in pochi mesi è passato da

essere sconosciuto ad uno dei più promettenti mercati, grazie ad alcuni progetti molto ambiziosi. Ha

commissionato il primo impianto CSP per la produzione di vapore in una miniera di rame, inoltre il governo

sta sviluppando un proprio quadro normativo per sviluppare al meglio il settore del termodinamico. Questo

forte impulso ha portato la compagnia spagnola Ibereolica a ricevere l’approvazione per la valutazione di

impatto ambientale di un impianto da 360 MW e a presentare un’altra richiesta per un impianto da 400

MW.

L’Australia, da tempo indicata tra i paesi a maggior potenziale per la presenza di vaste aree desertiche con

un’ottima insolazione, ha in parte deluso nuovamente le aspettative. Il paese ha visto il suo maggiore

progetto, il Solar Dawn da 250 MW, non riuscire a rispettare la scadenza, per motivi finanziari ed è stato de

commissionato. Tuttavia dobbiamo registrare anche alcuni segnali positivi. Il progetto Kogan Creek

(impianto a specchi di Fresnel da 44 MW), sta proseguendo e l’espansione dell’impianto Liddell da 6 MW si

è conclusa positivamente.

Anche Israele prosegue il suo cammino iniziato da alcuni anni. Ha infatti annunciato il consorzio vincitore

per il suo primo impianto CSP Ashalim 1 da 120 MW, è Magalim Solar Power, una joint venture tra

BrightSource e Alstom. Altri tre progetti sono stati pianificati e potrebbero aggiungere ben 300 MW di

capacità.

Timidi passi sono stati fatti dall’Argentina, la quale ha presentato un progetto da 20 MW. Tuttavia non è

stato presentato un piano di sviluppo sufficientemente credibile da destare l’attenzione dei maggiori

operatori della filiera.

Per quanto riguarda l’Italia siamo ancora fermi all’impianto sperimentale da 5 MW di Priolo Gargallo non

essendoci state nuove installazioni. Il mercato, per fortuna, è tutt’altro che morto, nel senso che numerose


sono le proposte avanzate dagli operatori del settore negli ultimi mesi del 2012, soprattutto dopo l’impulso

dato dalla pubblicazione del Decreto Rinnovabili il 6 luglio scorso. Tali proposte sono ancora in fase di

autorizzazione da parte degli enti locali, procedimento che nel nostro paese è piuttosto complesso e può

richiedere diversi mesi di tempo.

1.4 Normativa

La normativa italiana riguardante il solare termodinamico ha fatto registrare importanti cambiamenti nel

corso del 2012. Il 6 luglio è stato infatti pubblicato il Decreto Rinnovabili con il quale si aumentano le tariffe

incentivanti, si estendono anche agli impianti di piccola taglia e si allentano i requisiti tecnici sul sistema di

storage.

Questo decreto è stato accolto molto positivamente dal mercato, tant’è che molte sono state le proposte e

i progetti avanzati negli ultimi mesi del 2012 dalle imprese della filiera italiana del solare termodinamico.

Tuttavia, sebbene l’entrata in vigore del decreto abbia suscitato grande fermento e grandi aspettative tra le

imprese, di risultati concreti, cioè di cantieri avviati o progetti autorizzati, non se ne sono ancora visti.

Questo perché persistono delle criticità nel quadro normativo italiano. L’iter autorizzativo richiesto dagli

enti che regolano il mercato costituisce infatti un duro ostacolo per le imprese, che vedono spesso i propri

progetti ritardati dalle procedure disposte dagli enti locali che regolano il mercato (province o regioni) o

addirittura respinti.

Un cambiamento, questa volta in negativo, è stato registrato in Spagna, dove in seguito al cambio di

governo, il partito popolare ha introdotto una riforma al sistema di incentivazione delle rinnovabili,

sospendendo le tariffe feed - in e applicando un’aliquota del 7% sugli utili degli impianti. È stato un duro

colpo per le imprese spagnole, poiché mette in serio pericolo la sopravvivenza dei progetti già iniziati, oltre

che impedirne la realizzazione di nuovi.

È chiaro come il settore del CSP, almeno per ora, non possa sopravvivere senza incentivi. È per questo che

anche la rielezione di Obama negli Usa è stata accolta con piacere dagli operatori del mercato, proprio

perché ha garantito il sostegno alle energie rinnovabili nel paese, tra cui il CSP.

1.5 Filiera

Tra gli operatori della filiera abbiamo assistito da un lato all’affermazione dei pochi grandi player, che

hanno finora controllato il mercato ed hanno consolidato la loro posizione con la loro partecipazione nei

nuovi progetti.

I protagonisti del settore sono sostanzialmente le grandi società d’ingegneria e gli operatori specializzati. Al

primo gruppo appartengono le grandi società d’ingegneria, molto attive nell’energia, solitamente con

diverse tecnologie, che negli ultimi anni hanno deciso di investire con decisione sul solare termodinamico e

che hanno così maturato il know-how necessario. Al secondo gruppo appartengono invece altre imprese,


piuttosto giovani e con una dimensione più ridotta, che hanno pochi anni di attività alle spalle perché sono

state fondate con l’unico scopo di sviluppare soluzioni per il CSP.

Geograficamente il mercato è controllato dalle compagnie spagnole e statunitensi, trainate dal mercato

interno. Le imprese tedesche detengono comunque una posizione importante, soprattutto nella

componentistica, dove hanno maturato ottime prestazioni tecnologiche.

Tra le società americane si sono distinte BrightSource, SkyFuel e Solar Reserve. BrightSource ha tentato di

quotarsi in borsa con un’IPO ma si è ritirata per le difficili condizioni dei mercati finanziari; ha comunque

portato avanti in suo progetto di bandiera, Ivanpah, impianto a torre solare da 377 MW in USA ormai quasi

completo; inoltre prosegue lo sviluppo di Hidden Hills e Rio Mesa, progetti da 500 MW ognuno. Nel giugno

scorso ha rilevato il progetto Palen, un impianto da 500 MW promosso inizialmente da Solar Millenium,

impresa tedesca fallita nel 2012. Infine, un impianto da 121 MW da costruirsi in Israele (Ashalim1) è stato

aggiudicato ad un consorzio guidato proprio da BrightSource. SkyFuel, società specializzata nel CSP, è stata

onorata del premio tecnologico SolarPACES 2012 ed ha vinto la fornitura di un campo solare per un

impianto ibrido in Canada.

Tra le società spagnole non si registra nessun cambiamento nelle gerarchie. Mantengono la loro superiorità

i due colossi del settore, Acciona ed Albengoa Solar. Acciona, grande società d’ingegneria, ha avuto un

buon anno, poiché ha preso parte al consorzio che realizza gli impianti di Ouarzazate in Marocco e di

Bokpoort in Sud Africa. È risultata poi assegnataria di alcuni fondi del programma di finanziamento NER300

dell’Unione Europea per un impianto ibrido CSP - biomassa. Ancora più attiva è stata Albengoa, società

d’ingegneria leader mondiale del settore, che sta realizzando l’impianto Solana da 280 MW in Arizona e

l’impianto Mojave Solar in California da 250 MW. Inoltre ha ricevuto la commissione per il primo impianto

CSP in Cile, progettato per produrre vapore in una miniera di rame e ha iniziato la costruzione dei primi

impianti in Sud Africa, Kaxu Solar One e Khi Solar One,per 150 MW totali. Infine ha completato la

costruzione dell’impianto da 100 MW di Shams-1 ad Abu Dhabi. La società spagnola rimane la numero uno

nel ranking in quanto a MW di CSP installati nel mondo.

Gli unici “nuovi entranti” vanno ricondotti ad alcune società a controllo statale dei paesi del Nord Africa,

spinte dalle strategie aggressive dei governi. L’esempio più eclatante è la compagnia saudita ACWA .

ACWA è emersa come un nuovo player di riferimento nell’industria del CSP, si è assicurata due grandi

progetti, l’impianto Ouarzazate in Marocco e il Bokpoort del Sud Africa (più di 200 MW in totale, in

collaborazione con la spagnola Acciona). La compagnia saudita giocherà sicuramente un ruolo chiave nelle

regioni del MENA.

Le uniche note dolenti sono state la chiusura per bancarotta della tedesca Solar Millenium e l’uscita dal

settore del colosso mondiale Siemens.

La business unit statunitense di Solar Millenium, Solar Trust of America, ha chiuso i battenti per bancarotta

nella prima metà dell’anno e i suoi asset sono stati acquistati da Ferrostaal che li ha portati in Flagsol, uno

dei grandi player del settore soprattutto nella componentistica.

Siemens ha annunciato il suo ritiro dal settore dell’energia solare. Una brutta notizia per la filiera del

termodinamico, giunta da parte di un player considerato molto promettente per il modo deciso in cui era

entrato nel settore, acquistando l’israeliana Solel. Evidentemente le reali aspettative di crescita del mercato


non sono collimate con le previsioni fatte dal’azienda. I lotti di competenza Siemens nel consorzio

costruttore dell’impianto di Israele saranno rilevati da Albengoa.

Oltre che dalle singole imprese, un contributo importante può essere dato dall’iniziativa Desertec, la quale

è stata interessata da movimenti contrastanti. La fondazione Desertec, organizzazione no-profit che

promuove un massiccio sviluppo del CSP nel Nord Africa, ha visto, purtroppo, l’uscita di due imprese molto

rilevanti come Siemens e Bosch. Ciò nonostante, il progetto prosegue con la stessa determinazione di

prima; altre nuove imprese hanno infatti aderito all’iniziativa e altri partner sono attesi, soprattutto dalla

Cina.

Visto il gap tecnologico che gli attuali player hanno costruito negli anni, per entrare in questo settore l’unica

via, oltre a sfruttare l’impegno dei governi come nel caso di ACWA, è quella di stringere accordi di

partnership con gli attuali operatori. È il caso di ABB e di Chiyoda. ABB, colosso multinazionale

dell’automazione, ha infatti siglato un accordo con Novatec Solar, azienda tedesca leader per la

realizzazione degli impianti a specchi di Fresnel e operante nel settore dal 2006. Chiyoda, importante EPC

contractor giapponese, ha acquistato pochi mesi fa un importante pacchetto azionario dell’italiana

Archimede, diventando un operatore del settore a tutti gli effetti.


2. Tecnologia e costi

In questo capitolo, nella prima parte verranno presentate e descritte le tecnologie attualmente presenti sul

mercato. Verranno descritti, inoltre, gli elementi fondamentali che contraddistinguono un impianto CSP –

Concentrated Solar Power, in particolare per gli impianti parabolic trough che sono attualmente i più

diffusi.

La seconda sezione servirà ad analizzare gli impianti CSP dal punto di vista dei costi d’investimento e della

loro struttura, cercando poi di delineare un possibile andamento futuro dei costi in relazione a diversi

fattori specifici.

2.1 Tecnologia

Cominceremo a definire i principi di funzionamento per poi approfondire le varie forme tecnologiche.

Il solare termodinamico a concentrazione sfrutta la radiazione diretta del sole per concentrarla su un punto

o su una linea per ottenere calore.

L’energia associata alla radiazione solare viene impiegata per riscaldare un fluido termovettore intermedio

oppure direttamente il fluido di lavoro del ciclo, il quale andrà ad azionare la turbina collegata al generatore

elettrico.

Il vantaggio fondamentale del CSP è che utilizza una fonte rinnovabile, il sole, disponibile illimitatamente

sulla terra.

Figura 2.1 - Principi di funzionamento di un impianto a tecnologia solare termodinamica


Le tecnologie esistenti possono essere suddivise in due categorie distinte, considerando la modalità di

sfruttamento della radiazione solare:

Impianti senza concentrazione (vasche solari, torre ad effetto camino);

Impianti a concentrazione, detti CSP (Concentrated Solar Power).

La maggior parte degli impianti esistenti è a concentrazione, e sono quelli sui quali ci soffermeremo; essi

infatti permettono di raggiungere temperature elevate ed avere un maggior rendimento ideale di Carnot a

cui tendere.

Il concetto di base dei concentratori solari risale addirittura al 1866, quando Archimede utilizzò degli

specchi ustori per concentrare la radiazione solare verso la flotta navale romana e respingerla da Siracusa.

La storia del solare termodinamico “moderno” come lo conosciamo oggi, tuttavia, inizia nei primi anni 70

con le prime attività di ricerca. L’uso commerciale dei primi impianti a concentrazione risale al 1984, con i

primi impianti a collettori parabolici SEGS, negli USA. Il primo impianto a torre solare è stato commissionato

nel 2007.

Troviamo quattro tipologie tecnologiche diverse nel CSP:

Collettori parabolici (parabolic trough);

Torri solari (solar tower);

Collettori lineari o Fresnel;

Sistemi dish Stirling.

Nel seguito verranno descritte le caratteristiche di ognuna.

2.1.1 Parabolic trough

Gli impianti CSP a parabolic trough sono stati i primi ad essere sviluppati, è la tecnologia di riferimento,

quella più diffusa e anche quella che ha avuto il maggior sviluppo.

Nei collettori parabolici l’energia solare è concentrata su di un tubo ricevitore posto nel fuoco di uno

specchio parabolico. L’energia scalda un fluido termovettore che scorre nel tubo ricevitore e l’energia

termica accumulata viene convertita in energia elettrica in una convenzionale turbina a vapore.

Il fluido termovettore che scorre nei tubi ricevitori è utilizzato per scaldare acqua e produrre vapore; il

vapore lavora in una turbina con un ciclo Rankine.

L’impianto è costituito essenzialmente da due zone: un’isola di potenza, il cui funzionamento è basato su

un ciclo Rankine a vapore convenzionale, ed un campo solare dove viene raccolto il calore necessario alla

generazione di vapore.

Nel campo solare un sistema di specchi cilindrico - parabolici raccoglie la radiazione solare diretta,

concentrandola verso un ricevitore lineare attraversato da un fluido termovettore, tipicamente olio

diatermico. Tale fluido, che in uscita dal campo solare può raggiungere temperature massime di 390 °C,

viene raffreddato in una serie di scambiatori garantendo il preriscaldamento dell’acqua, la generazione ed il

surriscaldamento del vapore del ciclo di potenza.


Figura 2.2 - Impianto CSP a collettori parabolici, nel dettaglio specchi e tubo ricevitore

Il campo solare è fatto da una serie di file parallele di specchi allineate sull’asse nord-sud. Questa

configurazione consente al singolo collettore di ruotare sul proprio asse durante la giornata per inseguire i

raggi solari da est a ovest, garantendo in questo modo la continuità di irraggiamento sul tubo ricevitore.

Un impianto, oltre che al campo solare e alla turbina, può comprendere anche un sistema di accumulo

termico, solitamente composto da una miscela di sali fusi stoccati in un serbatoio. Il vantaggio di avere un

sistema di accumulo termico è la possibilità di produrre energia elettrica una volta che il sole è tramontato,

utilizzando l’energia termica accumulata durante il giorno e non utilizzata. Questo, ad esempio, è uno dei

tratti distintivi tra un impianto CSP e un impianto fotovoltaico. La capacità di stoccaggio di un impianto CSP

è solitamente misurata in ore, cioè il numero totale di ore di funzionamento dell’impianto che la miscela di

sali fusi può garantire senza insolazione. Valori tipici vanno dalle 4 alle 15 ore. Concettualmente esistono

due tipologie di accumulo:

Sistema indiretto, con utilizzo di uno scambiatore tra il fluido termovettore e il fluido

dell’accumulo;

Sistema diretto, nel caso il fluido termovettore e il fluido dell’accumulo siano il medesimo.

Attualmente le configurazioni di impianto diffuse sul mercato afferiscono al sistema indiretto, utilizzando

come fluido termo vettore olio diatermico e come fluido di accumulo una miscela di sali fusi. Va da sé che il

sistema diretto, evitando uno scambio di calore, possa portare ad un incremento di efficienza dell’impianto.

Il problema sta nell’utilizzo della miscela di sai fusi come fluido termovettore, problema al quale sta

cercando con insistenza di ovviare l’azienda italiana Archimede Solar Energy, che intende commercializzare

dei tubi ricevitori che funzionano proprio a sali fusi. È opportuno far notare che in commercio non si

trovano che impianti sperimentali con questa tecnologia, i quali non hanno ancora portato i risultati sperati

tali da poter immettere nel mercato questa soluzione. Un’ulteriore differenziazione nei sistemi di accumulo

riguarda la possibilità di utilizzare un doppio serbatoio o un unico serbatoio termoclino. Negli impianti

esistenti si riscontrano soltanto sistemi a doppio serbatoio diretti (impianto Archimede di Priolo Gargallo) o

indiretti. Durante le ore di picco, in cui si ha un esubero di energia termica raccolta dal campo solare, viene


riscaldata una quantità di olio maggiore rispetto a quella necessaria a garantire il funzionamento del ciclo a

vapore alla potenza nominale; l’eccesso di portata di olio, nel caso di sistema di accumulo indiretto, viene

convogliato in uno scambiatore, dove cede il calore ad un fluido di accumulo (tipicamente sali fusi), estratto

dal serbatoio freddo (292 °C circa) ed inviato a quello caldo (384 °C circa).

Per sopperire alla mancanza di sole o ad una bassa insolazione (ad esempio in una giornata nuvolosa) un

impianto può utilizzare combustibili fossili (generalmente gas naturale) come supplemento al campo solare.

Questo, inoltre, rende possibile l’integrazione di un campo solare ad un impianto esistente alimentato a

petrolio o a gas naturale.

Una possibile variante è l’utilizzo di acqua (nella fase di vapore) al posto dell’olio diatermico come fluido

termovettore, questa tecnologia viene chiamato generazione diretta di vapore (Direct Steam Generation -

DSG) ed è ad uno stadio di sviluppo ancora recente.

Il campo solare si compone di molteplici file di collettori cilindrico - parabolici, ciascuna delle quali è

costituita da un certo numero di moduli posti in serie. Un modulo di collettore solare può avere aperture

diverse a seconda della tecnologia del costruttore (si passa dai 5 metri della tecnologia LS 2 fino ai 5,9 metri

della tecnologia Enea) ed una lunghezza generalmente di 12 metri; i moduli vengono assemblati in serie in

modo tale da formare il collettore solare di lunghezza variabile in base alla tecnologia utilizzata (dai 50

metri del collettore LS 2 ai 150 metri del collettore EuroTrough ET-150). Il tubo ricevitore lineare,

all’interno del quale scorre il fluido, è posizionato nel fuoco della parabola ed ha un diametro esterno

tipicamente di 0,07 metri ed uno spessore di 3 mm. Gli specchi possono ruotare attorno al proprio asse

longitudinale (hanno cioè un grado di libertà), al fine di mantenere il sole nel piano mediano del cilindrico

parabolico, per intercettare la massima radiazione possibile. Attualmente si riescono ad ottenere fattori di

concentrazione della radiazione da 61 a 82 soli. L’orientamento delle file di collettori influenza l’energia

raccolta annualmente. La direzione nord-sud garantisce una più elevata produttività annuale, mentre la

direzione est-ovest permette di ottenere una produzione più costante durante l’anno.

Il campo solare deve garantire un’ottima efficienza di raccolta, minimizzando le dispersioni.

Gli specchi sono in vetro a bassa concentrazione di ferro per aumentare la riflettività nello spettro solare; i

tubi ricevitori sono realizzati in metallo stainless con coating selettivo per aumentare l’assorbanza nei

confronti della radiazione (d=70mm); sono incapsulati in un tubo coassiale in vetro Pyrex trasparente

antiriflesso (d=115mm), nel quale viene fatto il vuoto, al fine di limitare le dispersioni termiche per

convezione ed irraggiamento e di proteggere dall’ossidazione il rivestimento selettivo. A causa della

complessità tecnologica dei collettori solari, indispensabile per garantire elevate efficienze di conversione

da radiazione solare ad energia termica del fluido termovettore, il costo del campo solare costituisce circa il

50% del costo di impianto.

Al momento gli impianti a collettori parabolici sono i più diffusi nel mondo, e tali dovrebbero restare in

futuro, perlomeno nei prossimi anni.

Con i parabolic trough si possono realizzare impianti di diversa taglia, da poche decine di kW fino a

centinaia di MW. Per i grandi impianti, attualmente, la taglia di riferimento e anche la più diffusa su

mercato è quella da 50 MW, mentre una potenza ottimale potrebbe essere 125 MW.


Figura 2.3 Schema d’impianto di una centrale a parabolic trough

2.1.1.1 Il campo specchi

È l’elemento chiave della tecnologia a collettori cilindrico - parabolici, dovendo garantire ottimi rendimenti

di raccolta della radiazione e minimizzare le dispersioni. Solitamente il campo solare grava sul costo

complessivo dell’impianto per il 50%, quindi aumentarne l’efficienza risulta fondamentale per poter ridurne

le dimensioni.

Il campo ha una natura modulare ed è costituito da una serie di loop, ciascuno formato da due file di

collettori uguali (andata e ritorno), generalmente orientati in direzione nord-sud. La lunghezza delle file

dipende sostanzialmente dal salto termico che si vuole realizzare sul fluido, dalla portata desiderata e

dall’irraggiamento nominale di progetto. Di regola ciascun loop è costituito da 4 o 6 collettori; ogni

collettore è costituito da più moduli solari lunghi 12 metri ciascuno, ed è regolato da un drive centrale nel

proprio moto di inseguimento del sole. Ogni loop, infine, è collegato alle tubazioni principali di mandata e

ritorno del fluido termovettore (HTF - Heat Transfer Fluid), provenienti dagli scambiatori di calore situati nel

power block.


Figura 2.4 – campo specchi di un impianto a collettori parabolici

Un singolo collettore, a sua volta, è composto da una serie di elementi di base:

Struttura di supporto;

Tubo assorbitore;

Specchi riflettenti;

Piping di collegamento.

2.1.1.2 Struttura di supporto

Nel mercato possiamo trovare diverse strutture di sostegno dei collettori, tutte cercano di ottenere gli

stessi risultati, ovvero: alta precisione, rigidità della struttura, resistenza al vento, minimo impiego di

materiale e di lavoro di costruzione.

Figura 2.5 – Esempi di strutture di supporto

Nella loro evoluzione le strutture di supporto hanno accresciuto l’apertura e la lunghezza del collettore al

fine di raggiungere livelli superiori di fattore di concentrazione e di efficienza ottica. In particolare,


l’ampiezza dei collettori ha raggiunto i 5,76 metri rispetto ai 2,55 delle prime applicazioni; la lunghezza

arriva a 100 metri.

Le versioni più recenti hanno mirato ad una riduzione dei costi di produzione, alla semplicità di

installazione, al minor peso, al risparmio di materiale e alla maggior precisione.

2.1.1.3 Tubo ricevitore

Il tubo ricevitore è posizionato lungo la linea focale dello specchio parabolico lineare. Esso è l’elemento di

raccolta del calore: la radiazione solare, concentrata dallo specchio parabolico, viene assorbita sulla

superficie del tubo d’acciaio ed il calore viene ceduto al fluido termovettore che circola nel tubo ricevitore.

L’obiettivo fondamentale della progettazione di un tubo ricevitore è minimizzare le dispersioni di calore

verso l’ambiente e massimizzare l’assorbimento della radiazione solare.

Figura 2.6 – Tubo ricevitore

Il tubo è realizzato in acciaio ed è rivestito con un materiale spettralmente selettivo, ossia capace sia di

assorbire la quasi totalità della radiazione (elevata assorbanza), sia di impedire la perdita di calore per

irraggiamento. Il tubo di acciaio è, a sua volta, incapsulato in un tubo di vetro coassiale, dotato di un

rivestimento antiriflesso su entrambe le superfici; nell’intercapedine formatasi viene creato un vuoto per

ridurre al minimo lo scambio di calore conduttivo e convettivo verso l’ambiente. Il rivestimento in vetro

serve altresì per proteggere adeguatamente dalla corrosione e dall’usura il materiale selettivo posto sul

tubo d’acciaio. Nel caso in cui il ricevitore venga utilizzato per la generazione diretta di vapore (Direct

Steam Generation), lo spessore del tubo d’acciaio aumenta per far fronte alle elevate pressioni di lavoro.

Visto che le strutture di supporto sono costruite in moduli da 8 o 12 metri di lunghezza, i produttori di tubi

ricevitori si sono adeguati con una produzione in serie di tubi lunghi 4 metri. Le dimensioni sono standard, il

diametro del tubo di acciaio è di 70 mm, quello del tubo di vetro è di 125 mm.

2.1.1.4 Specchio parabolico

La principale caratteristica richiesta allo specchio è la capacità di concentrare la maggior quantità possibile

di radiazione solare incidente, che si può riassumere in un elevato fattore d’intercettazione e in un’alta

riflettività della superficie. Altre caratteristiche, ricercate solo in un secondo momento, sono la leggerezza


dello specchio che ne semplifica la movimentazione, e la rigidezza rispetto all’azione del vento, che può

provocare deformazioni che influiscono sull’efficienza dello specchio.

Figura 2.7 – Struttura multi-strato di uno specchio per impianti CSP

Gli specchi presentano una struttura multistrato per uno spessore complessivo di 4 mm, e hanno un peso

specifico di 28 kg per m2. I materiali di base dello specchio sono rame, argento e vetro. La presenza di uno

strato di argento, adeguatamente protetto da uno strato di vetro, consente di raggiungere riflettanze del

96,5%. L’argento viene anche rivestito inferiormente da uno strato di rame e da tre coating protettivi.

Come anticipato poche righe sopra, l’efficienza di raccolta di uno specchio è determinata dalla riflettenza e

dal fattore d’intercettazione della radiazione che la parabola riesce a garantire sul tubo ricevitore.

Quest’ultimo viene condizionato dagli errori di tracking (cioè di posizionamento del collettore rispetto alla

radiazione) e dall’accuratezza geometrica dello specchio; gli errori di tracking, in particolare, sono causati

dall’imprecisione del sistema di inseguimento e della struttura di sostegno.

Gli specchi hanno maturato uno stadio di sviluppo molto avanzato, tant’è che i margini di miglioramento

appaiono minimi. Attualmente, grazie alla precisione raggiunta, si raggiungono valori di efficienza superiori

al 99%.

2.1.1.5 Piping di collegamento

Il piping di collegamento interno al campo deve avere una disposizione tale da minimizzarne la lunghezza e

quindi anche l’investimento necessario. Inoltre, tubazioni più corte consentono di ridurre le perdite

termiche del fluido che le attraversa e l’energia richiesta dalle pompe per la movimentazione. Il fluido

termovettore viene pompato dal power block verso il campo ad una pressione di circa 40 bar, necessaria a

vincere tutte le perdite di carico presenti lungo il percorso (circa 10 bar). La tubazione fredda di mandata

presenta un diametro che tende a ridursi gradualmente allontanandosi dal power block, questo perché la

portata del fluido diminuisce progressivamente per percorrere i loops del campo solare, dove si scalda

prima di re-immettersi nella tubazione calda di ritorno.


2.1.2 Solar tower (central receiver)

Passiamo ora ad analizzare i solar tower, di sviluppo più recente rispetto ai parabolic trough ma che stanno

riscuotendo sempre maggiore attenzione per le maggiori potenzialità nelle performance e nei costi.

La tecnologia a torre solare, conosciuta anche come ricevitore centrale, utilizza un campo di specchi piani

che seguono il sole e riflettono le radiazioni su di un ricevitore posto all’apice di una torre. Queste specchi

particolari sono chiamati eliostati.

Ci sono attualmente due principali tipologie di impianti a torre solare, la prima utilizza i raggi solari per

scaldare l’acqua presente nel ricevitore, l’altra utilizza al posto dell’acqua una miscela di sali fusi come

fluido termovettore. Se il fluido è acqua si ha produzione di vapore ad alta pressione direttamente nel

ricevitore, con successiva espansione in turbina. Nel caso in cui nel ricevitore circoli un fluido termovettore,

come i sali fusi, il vapore viene prodotto in un generatore di vapore posto nel power block dell’impianto.

Figura 2.8 - Schema d’impianto di una centrale a torre solare

La prima tecnologia ad essere stata sviluppata è quella che utilizza il vapore saturo per far funzionare la

turbina.

Gli specchi, detti eliostati, hanno superfici riflettenti fino a 120 m2 e possono essere disposti sui 360 °

attorno alla torre. Gli eliostati presentano due gradi di libertà nel movimento di inseguimento del sole e

riescono a porsi sempre perpendicolarmente ad esso. I fattori di concentrazione idealmente raggiungibili

sono dell’ordine dei 10.000 soli e le temperature al ricettore sono comprese tra 600 °C e 1000 °C. Esistono

dei limiti tecnologici legati alla resistenza dei materiali ed alla tenuta termica del ricettore che vincolano le

massime temperature raggiungibili. Le elevate temperature raggiungibili rendono questa tecnologia

attraente per applicazioni di grande taglia che adottino sali fusi sia come fluido che nei serbatoi di accumulo

termico.

Questo tipo di impianti comporta un utilizzo della superficie pari a circa 2 ettari per ogni Megawatt (20.000

m2/MW) dei quali 1/3 è occupato dagli eliostati.

Al crescere delle dimensioni cambia la distribuzione degli eliostati, da ventaglio a campo circolare. La

distanza tra le file deve aumentare con il raggio per limitare gli effetti d’ombra alle basse elevazioni del


sole; esistono degli appositi modelli di ottimizzazione per la disposizione degli specchi. Attualmente il raggio

limite per questo tipo di impianti è nell’ordine dei 1000 metri a cui corrisponde una torre dall’altezza di

200-250 metri. La potenza nominale limite associata a queste dimensioni è di 50 - 100 MW. Recentemente

sono stati proposti impianti multi-tower costituiti da più torri, ciascuna con il proprio campo solare, che

inviano il fluido termovettore ad un unico power block; in questo modo la potenza dell’impianto

complessivo può essere di centinaia di MW.

Figura 2.9 - Veduta dell’impianto Mojave in California

2.1.3 Collettori lineari o Fresnel

La tecnologia Fresnel è basata sugli stessi principi dei collettori parabolici, tuttavia, in questo caso, gli

specchi utilizzati non sono curvi ma, appunto, lunghi, piani e stretti.

Gli specchi sono posizionati su di una piattaforma di supporto piana, e il tubo ricevitore è fissato sopra di

essi, in modo che gli specchi possano ruotare sul proprio asse longitudinale e inseguire il sole riflettendo i

raggi sul tubo ricevitore.

Il tubo ricevitore è l’elemento tecnologico su cui si concentrano gli sforzi di R&D dei vari costruttori, in

termini sia di materiali utilizzati sia di configurazione geometrica. Generalmente è costituito da un tubo in

acciaio protetto da vetro; il tubo ricevitore in genere non è mantenuto sottovuoto, tuttavia sono in corso

esperimenti anche con tubi ricevitori del tipo usato per i concentratori parabolici lineari.

Il fluido termovettore utilizzato è l’acqua, per cui si parla di direct steam generation tecnology. Rispetto ai

collettori parabolici richiede una misura nettamente inferiore di acqua ma, al contempo, è in grado di avere

performance inferiori.

Gli impianti finora realizzati prevedono la produzione diretta di vapore saturo nel campo fino a 270 °C a 40

bar di pressione, anche se sono stati realizzati impianti sperimentali dimostrativi con produzione di vapore

surriscaldato fino a 400 °C e sono stati annunciati nuovi impianti con queste caratteristiche.


Figura 2.10 - Impianto solare termodinamico a specchi lineari o Fresnel

Gli impianti a collettori lineari di Fresnel presentano alcune caratteristiche che li rendono competitivi

rispetto ad altre tecnologie, seppur abbiano avuto finora una minor diffusione:

Permettono un uso ottimale del suolo (70% contro il 33% dei collettori parabolici);

Hanno costi di installazione decisamente inferiori grazie al minore impiego di materiali e alla

semplicità del processo produttivo.

Questi vantaggi, tuttavia, sono controbilanciati da un rendimento medio che risulta inferiore a quello degli

impianti a collettori parabolici a causa della minore efficienza dei collettori lineari (il rendimento ottico è

inferiore a causa di maggiori perdite di tipo geometrico legate all’angolo di incidenza trasversale) e da

minori performance del ciclo termodinamico (penalizzato dalle diverse condizioni del vapore all’ingresso

della turbina). C’è dunque un trade - off tra costo ed efficienza da pesare sulla bilancia caso per caso.

In prospettiva la limitazione principale della diffusione di questa tecnologia per impianti di grossa taglia è

costituita dall’indisponibilità di sistemi di accumulo termico per impianti DSG (Direct Steam Generation) e

non si prevedono sviluppi a breve termine in tale direzione.

2.1.4 Parabolic dish

I dischi parabolici sono una tecnologia più dissimile dalle altre, dal momento in cui non utilizza nessun

fluido termovettore e neanche una turbina a vapore.

I parabolic dish impiegano, invece, un motore Stirling, il quale lavora grazie all’utilizzo di calore come

carburante. Un disco parabolico concentra la luce del sole in un punto direttamente al motore Stirling, il

quale aziona a sua volta un alternatore per generare elettricità.

Il disco specchiato concentra nel fuoco la radiazione solare diretta con un’efficienza superiore al 90%. Il suo

moto d’inseguimento del sole viene gestito da due attuatori a controllo elettronico. Esistono parabole

costituite da un singolo elemento riflettente, ottenuto deformando una superficie metallica oppure

composte da più specchi affiancati. Nel ricevitore avviene poi la conversione della radiazione in calore; il


calore può essere trasferito ad un fluido termovettore intermedio che viene fatto evaporare e condensare,

oppure direttamente al gas in pressione (He o H2) che evolve nel ciclo Stirling.

Alternative valide al motore Stirling, in un prossimo futuro, potrebbero rivelarsi le microturbine o il

fotovoltaico a concentrazione.

Figura 2.11 – Esempi di solar dish o dish Stirling

Un singolo disco Stirling, che può avere diametri compresi tra 7 e 15 metri, può raggiungere fattori di

concentrazione di 2000 soli e generare potenze comprese tra 9 e 25 kW.

Il vantaggio di questa tecnologia è il limitato utilizzo di acqua (solo per pulire i dischi), la semplicità e la

scalabilità. È una soluzione ideale per la produzione di energia elettrica distribuita oppure al

soddisfacimento di utenze remote non connesse alla rete.

2.1.5 I sistemi di stoccaggio

Negli impianti solari termodinamici basati sulla generazione elettrica mediante turboalternatori, sussiste

l’esigenza di mantenere stabili le condizioni del ciclo termico, in quanto le variazioni di regime influenzano

in modo rilevante il rendimento medio complessivo di generazione.

Inizialmente lo storage era pensato per attenuare le veloci variazioni di potenza termica originate dalla

variabilità delle condizioni meteo. Le dimensioni dello storage erano calcolate per consentire il

superamento dei transitori di pochi minuti o la fermata della turbina in condizioni controllate; si tratta di

uno storage funzionale all’impianto e che di fatto non contribuisce ad incrementare la produzione netta

annua.

A partire dalla seconda generazione di impianti, per assecondare le richieste provenienti dal settore

elettrico o contenute nelle normative d’incentivazione, è sorta l’esigenza di disporre di uno storage in grado

di prolungare in modo rilevante l’operatività dell’impianto, anche in assenza della fonte solare. Questi

sistemi comportano l’aumento del multiplo solare, ovvero della dimensione del campo solare a parità di

potenza nominale, e portano all’aumento del numero di ore equivalenti di produzione annua.


Lo stoccaggio termico rappresenta una delle tematiche più importanti per lo sfruttamento dell’energia

solare e per lo sviluppo dell’industria del solare termodinamico, tant’è che costituisce il principale

differenziale competitivo rispetto alle altre rinnovabili, prima fra tutte il fotovoltaico.

Figura 2.12 – Rappresentazione dei benefici di un impianto con sistema di storage

Il grafico mostra concretamente il beneficio di un sistema di stoccaggio. Grazie alla maggiorazione delle

dimensioni del campo solare (multiplo solare), l’impianto nelle ore centrali del giorno è in grado di produrre

più energia rispetto alla potenza nominale. Questa sovrapproduzione, tuttavia, non viene erogata ma viene

stoccata, cioè accumulata nei serbatoi di stoccaggio sotto forma di energia termica. Essa è pronta per

essere utilizzata, viene conservata fino a quando viene meno l’insolazione diretta del sole, dopo il

tramonto, quando viene utilizzata per erogare energia elettrica e sostenere il carico nelle ore serali.

La prima applicazione di storage simile alle configurazioni attuali risale al 1996, nell’impianto Solar Two,

basato sul concetto del doppio serbatoio a sali fusi a temperatura differente. Tale sistema fa ancora oggi da

riferimento per alcuni impianti, ma ne esistono diversi tipi di sistemi di storage.

Sistema a serbatoio a termoclino e mezzo solido

Un mezzo solido contenuto in un serbatoio (roccia) viene riscaldato per contatto diretto con il fluido

primario. Questo fluisce in una direzione quando cede calore al solido e nella direzione opposta quando

deve recuperare il calore immagazzinato. Nel serbatoio si stabilisce una distribuzione della temperatura

detta termoclino, variabile a seconda della stato di carica del serbatoio. Questo sistema è relativamente

economico ma presenta l’inconveniente di non mantenere la temperatura nominale di uscita durante la

fase di scarica del serbatoio, con ripercussioni negative sulla generazione del vapore ed il rendimento

dell’impianto.

Sistema a serbatoio a termoclino a fluido stratificato

Simile al precedente ma non ha un secondo mezzo e lo storage è realizzato dal fluido primario stesso

accumulato nel serbatoio. Presenta lo stesso problema del precedente, accentuato ancor di più se non

viene controllata perfettamente la stratificazione. È indicato quando il fluido primario è economico (sali

fusi).


Sistema a scambiatori di calore

Concettualmente simile ai precedenti ma è costituito da blocchi di materiale percorsi da tubazioni in cui

scorre il fluido primario. Migliora alcuni difetti degli altri sistemi ma non li risolve tutti. Tipicamente il mezzo

utilizzato per questa soluzione è il cemento. Non ha trovato un grande sbocco commerciale a causa dei

costi elevati e della necessità di costruire un cementificio nei pressi della centrale.

Sistema a due serbatoi a livello variabile

Il fluido primario riscaldato nel ricevitore solare si accumula nel serbatoio caldo, quindi entra nel

generatore di vapore dove cede la sua energia e si scarica nel serbatoio freddo. Dal serbatoio freddo ritorna

nel ricevitore solare e ricomincia il ciclo. Se la produzione di fluido caldo nel campo solare supera la portata

ricevibile dal generatore di vapore, il livello del fluido sale nel serbatoio caldo e scende in quello freddo;

viceversa se la portata di fluido dal campo solare è insufficiente, viene prelevato del fluido dal serbatoio

caldo, il livello di questo serbatoio scende mentre sale quello freddo. La presenza di due serbatoi complica

l’impiantistica con notevole aumento dei costi, d’altra parte questo sistema garantisce che la temperatura

di ingresso al generatore di vapore resti quasi costante fino all’esaurimento del calore accumulato, con

evidenti benefici dell’efficienza dell’impianto.

Per completezza citiamo anche il sistema a equilibrio di fase acqua vapore e il sistema a scambiatori

multipli per la generazione diretta di vapore. Sono dei sistemi nati per risolvere il problema dell’accumulo

termico nei sistemi a generazione diretta di vapore, come i Fresnel e le torri solari a vapore. Sono sistemi in

fase di sperimentazione e ancora non hanno raggiunto una maturità tale da poter essere diffusi a livello

commerciale.


2.2 L’evoluzione dei costi

Il problema dei costi è assolutamente centrale nello sviluppo potenziale del mercato del solare

termodinamico. D’altronde è l’aspetto più critico che deve essere superato per poter abbattere le barriere

che ne impediscono la diffusione. Non è un caso, quindi, che le attività di ricerca siano orientate proprio

sulla riduzione drastica dei costi, per rendere competitiva una tecnologia che, al momento, sconta un

pesante differenziale negativo rispetto ai propri “competitor”, rinnovabili e non.

Un’analisi accurata dei costi è indispensabile, dunque, per poter capire lo stato attuale e le prospettive

future di sviluppo del mercato.

2.2.1 Metodologia per la definizione del costo

Il costo può essere calcolato in differenti modi, non c’è una procedura unica standard, dipende dalle ipotesi

che si fanno. L’analisi dei costi può essere effettuata sulle attrezzature, sul finanziamento, sul totale dei

costi di installazione, sui costi fissi e variabili, sul LEC o LCOE (Levelized Cost Of Energy).

L’analisi dei costi può quindi essere sviluppata in maniera molto dettagliata, tuttavia dal nostro punto di

vista è opportuno trovare delle misure di sintesi che possano essere un riferimento semplice, immediato e

intuitivo ma altrettanto affidabile e significativo.

Dal punto di vista di un qualsiasi investitore privato, i tre indicatori principali di costo sono:

Costi delle attrezzature;

Totale costi di installazione, inclusi i costi di finanziamento;

LEC (Levelized Energy Cost).

Per costo delle attrezzature si intende il costo relativo a reperire tutti gli elementi che costituiscono un

impianto solare termodinamico, è una prima indicazione delle risorse finanziare da mettere in gioco per

poter investire in questa tecnologia.

Se al costo dei componenti si aggiungono quelli di installazione e di finanziamento si ottiene un quadro più

completo. Non sono voci di costo di minore importanza perché possono influenzare in maniera

determinante la profittabilità di un investimento. Nella fase di installazione, che dura almeno 2 anni per un

impianto di media – grande taglia, è concentrata gran parte della forza lavoro, con elevati costi di

manodopera. Anche i costi di finanziamento sono tutt’altro che trascurabili; la “bancabilità” è spesso uno

scoglio difficile da superare, perché il track record delle installazioni è ancora scarso e l’incertezza delle

banche si riflette negativamente nei tassi richiesti sui prestiti. In questi casi un valido aiuto è dato da istituti

nazionali e sovranazionali, come la Banca Mondiale o la Banca Europea per gli Investimenti.

Il LEC, infine, è probabilmente l’indicatore più utilizzato perché semplice, completo e sintetico. Tiene infatti

conto di tutto il ciclo di vita dell’impianto, e mette in relazione la producibilità dell’impianto in tutta la sua

vita utile con tutti i costi sostenuti, a partire dal progetto fino alla dismissione passando per gli oneri di

operation & maintenance.


Figura 2.13 - Indicatori di costo per un impianto elettrico alimentato a fonti rinnovabili

2.2.2. Levelized Energy Cost

Il LEC può variare in funzione della tecnologia, del paese, del progetto specifico, della fonte di energia, dei

costi operativi e d’investimento, dell’efficienza e delle performance della tecnologia.

Il calcolo si basa sull’attualizzazione dei flussi finanziari distribuiti nella vita utile dell’impianto, a partire

dalla progettazione per arrivare alla dismissione. Data la natura “capital intensive” degli investimenti in

impianti ad energia rinnovabile, il costo medio ponderato del capitale (WACC) ha un impatto notevole sul

LEC.

Data l’elevata volatilità potenziale della misura del LEC, in funzione di numerosi fattori, è opportuno fare

delle semplificazioni affinché l’analisi sia trasparente e di facile interpretazione. Ciò comporta un’evidente

approssimazione da tenere in considerazione.

La formula usata per il calcolo del LEC nelle energie rinnovabili è:

Factory gate

equipment

On site equipment

Project cost

LEC

Transport

import

Project development,

site preparation, grid

connection, auxiliary

equipment, working

capital

Operation and

maintenance, cost

of finance, resource

quality, capacity

factor, life span


Dove:

LEC = costo medio dell’energia nel ciclo di vita dell’impianto;

It = investimenti in capitale nell’anno t;

Mt = spese di operations e maintenance nell’anno t;

Ft = costo del carburante nell’anno t;

Et = produzione di elettricità nell’anno t;

r = tasso di attualizzazione;

n = vita utile impianto.

Il LEC può essere inteso come “punto di pareggio” del prezzo dell’energia, ovvero il prezzo dell’elettricità

richiesto da un progetto affinché i flussi di cassa positivi possano eguagliare i costi (ipotizzando di avere un

costo del capitale pari al tasso di sconto). In altre parole, un prezzo al di sopra del LEC significherebbe un

alto ritorno del capitale, un prezzo inferiore un basso rendimento del capitale o una perdita.

Sebbene differenti misure di costo possono essere risultare utili in differenti situazioni, il LEC è una misura

particolarmente diffusa ed apprezzata proprio per la sua immediatezza ed universalità, per qualsiasi

tecnologia rinnovabile e in qualsiasi luogo.

È tuttavia opportuno precisare che tale modello basato sui flussi di cassa attualizzati (DCF - Discounted Cash

Flow), per la sua semplicità, è da considerarsi solo un riferimento. Per valutare al meglio un singolo

progetto occorre aggiungere delle informazioni dettagliate, come la pressione fiscale, i sussidi e gli

incentivi, che possono determinare la profittabilità reale di un investimento.

Gli impianti CSP richiedono un’abbondante radiazione solare diretta per poter raggiungere le temperature

richieste per generare elettricità. Ciò pone un limite all’applicazione del CSP nelle aree calde e aride del

pianeta. Per essere economicamente sostenibile, attualmente, un impianto CSP richiede un livello di

radiazione solare diretta (DNI – Direct Normal Irradiance) di 2000 kWh/m2 all’anno o più, al di sotto del

quale non ci sarebbe ragione di funzionare.

La correlazione tra DNI e LEC è piuttosto marcata; impianti CSP in aree ad alto DNI avranno perciò dei valori

di LEC sempre più bassi e molto più vicini all’ottimo potenziale, a parità di altre condizioni, rispetto ad

impianti installati in aree a basso DNI.

Nel mondo ci sono numerose regioni con un’eccellente radiazione solare, molto adatta agli impianti CSP.

Tra queste possiamo citare Nord Africa, Medio Oriente, Sud Africa, Australia, Stati Uniti Occidentali e Sud

America. Le risorse sono dunque ampie e ben distribuite ma non sufficienti, perlomeno non ancora, ad una

diffusione estesa del CSP; per questo servirebbe un netto declino del costi.


Figura 2.14 – mappa della distribuzione della radiazione solare diretta (DNI)

I parametri che determinano la progettazione ottimale di un impianto possono essere molteplici. Un

importante considerazione, in tal senso, va riservata allo stoccaggio termico di energia. Lo storage

incrementa considerevolmente i costi, ma comporta anche un più alto fattore di capacità10 e permette la

dispacciabilità 11dell’energia quando il sole non splende. I costi lievitano sia in maniera diretta per

l’investimento nei sistemi di storage, sia perché il campo solare viene incrementato di conseguenza.

Sebbene molto dipenda dalla progettazione dello specifico progetto (in particolare dalla taglia), sia che lo

storage sia utilizzato per spostare la generazione o per aumentare il fattore di capacità, in base ai dati in

possesso attualmente si può affermare che i costi incrementali sono economicamente giustificati. Il LEC

degli impianti con storage, infatti, è uguale o addirittura più basso di quelli privi di stoccaggio. Questo anche

perché l’aumento delle dimensioni dell’impianto permette di abbassare i costi di O&M per megawatt.

Anche il multiplo solare è un importante parametro per ottimizzare un impianto, ed è la dimensione reale

del campo solare rapportata a quella dimensione che sarebbe richiesta per raggiungere la potenza

nominale dell’impianto, come da progetto. Per garantire che il power block sia effettivamente funzionante

durante tutto l’anno, il multiplo solare deve essere maggiore di 1, solitamente assume valori tra 1.3 e 1.4.

È stato elaborato un modello dal NREL (National Renewable Energy Laboratory), un laboratorio di ricerca

specializzato statunitense, che mette in relazione questi parametri: fattore di capacità, capacità di

stoccaggio termico e multiplo solare. Il modello è in grado di confrontare diverse opzioni in termini di

tecnologia e configurazione, allo scopo di ottimizzare la progettazione di un impianto CSP. Nelle decisioni di

progettazione va quindi considerato un trade - off tra i costi incrementali determinati dall’aumento del

10 Per fattore di capacità si intende la produzione reale di un impianto rapportata alla sua potenza nominale se fosse

in grado di funzionare indefinitamente alla sua massima capacità.

11 Per dispacciabilità si intende la capacità di un impianto a fonte rinnovabile di “gestire” parte dell’energia generata,

ovvero di accumulare energia in appositi sistemi di storage (solitamente sotto forma di energia termica) per poi utilizzarla nei momenti in cui viene a mancare il “carburante” rinnovabile, cioè quando tramonta il sole.


campo solare e del sistema di storage, bilanciati però da un incremento dei profitti che matureranno da una

produzione superiore di energia e da una sua maggiore dispacciabilità.

2.2.3 Tecnologie a confronto

Le diverse tecnologie oggi disponibili sul mercato del CSP differiscono di molto tra di loro, non solo per gli

aspetti tecnici ed economici, ma anche in relazione alla loro affidabilità, maturità ed esperienza in

applicazioni di grande scala.

I parabolic trough, per esempio, sono gli impianti più diffusi commercialmente, ma non si può dire che

siano una tecnologia propriamente matura, tant’è che significativi miglioramenti nelle performance e nella

riduzione dei costi sono attesi per l’immediato futuro. Anche la maggior parte degli impianti in costruzione

e in sviluppo si basano sui parabolic trough, cosicché si mostra come la tecnologia relativamente più

matura e con minore rischio. Loro e i solar tower, se associati a opportuni sistemi di storage, possono

assecondare i requisiti di un impianto di taglia utility.

Solar tower e linear Fresnel sono solo all’inizio del loro sviluppo, motivo per cui contengono un potenziale

significativo nella riduzione dei costi d’investimento e nel miglioramento delle performance. Tuttavia, la

loro minore “esperienza” sul campo, assegna a queste tecnologie un maggior rischio rispetto ai pur meno

flessibili parabolic trough.

Stanno suscitando un crescente interesse i solar tower che operano ad alte temperature usando sali fusi o

altri oli sintetici come HTF e storage, per il loro potenziale nella riduzione dei costi, l’alta efficienza e la

capacità di stoccaggio. Questi impianti appaiono come la tecnologia più promettente per il futuro, per il

minor costo di stoccaggio dell’energia, l’alto fattore di capacità raggiungibile, la maggiore efficienza del

ciclo a vapore.

Il LEC dei solar tower tende a diminuire sensibilmente all’aumentare del fattore di capacità, a differenza dei

sistemi a parabolic trough dove la diminuzione non è così marcata. Questo è dovuto in gran parte al minor

costo per MW dello stoccaggio a sali fusi nelle torri (tre volte più basso).

2.2.4 Livello attuale dei costi

Il costo di un impianto CSP può essere ripartito, grosso modo, in due categorie:

Costi d’investimento, comprendono le spese in capitale per costruire l’impianto e i costi di

finanziamento;

Costi di Operation and Maintenance (O&M), necessari per garantire il corretto funzionamento

dell’impianto una volta completato.

È doveroso, in questa sede, sgomberare il campo da false aspettative. Il costo dell’elettricità dal CSP è al

momento maggiore di quello ottenuto da combustibili fossili. Tuttavia le opportunità di riduzione dei costi

date dallo sviluppo delle economie di scala e dai miglioramenti tecnologici sono significative e prospettano

un abbattimento del LEC in futuro.


2.2.4.1 Costi d’investimento iniziale

A differenza dei comuni impianti a combustibili fossili, il LEC degli impianti CSP è determinato quasi

unicamente dagli investimenti iniziali per realizzare l’impianto, che coprono circa i 4/5 del costo totale.

Ad oggi gli investimenti richiesti, per impianti parabolici o a torre senza storage, sono nell’ordine dei 4.500

$/kW – 7.150 $/kW12 (al cambio attuale di 1,30 $/€ l’intervallo è 3.500-5.500 €/kW). Se analizziamo gli

impianti che presentano un sistema di storage, ovviamente, i costi tendono a salire, anche se ricompensati

da una maggiore produttività. Il costo passa così a un intervallo di 5000-10.500 $/kW (3.800-8.000 €/kW).

Questi valori sono in linea con quelli che si trovano in letteratura per gli impianti progettati o in fase di

costruzione. Si tratta di valori appunto previsionali e non sempre comparabili perfettamente, ma almeno

possono dare un’idea delle grandezze in gioco.

Tecnologia Fonte Fluido termovettore

Multiplo solare

Storage (ore)

Fattore di capacità (%)

Costo (€/kW)

Parabolic trough

Olio diatermico 1.3 0 26 3500

Olio diatermico 1.3 0 23 5500 Olio diatermico 2 6 41 6150 Olio diatermico 2 6.3 48 7500 Olio diatermico 2 6 43 6000 Sali fusi 2.8 4.5 50 5670 Sali fusi 2.5 9 56 5800 Sali fusi 3 13.4 67 7000

Solar tower Sali fusi 1.8 6 43 4850 Sali fusi 2.1 9 48 5700 Sali fusi 1.8 6 41 5740 Sali fusi 2 9 54 5950 Sali fusi 3 12 68 6970 Sali fusi 3 15 79 8100

Tabella 2.1 - Costi d’investimento per impianti CSP in funzione dei parametri: fluido termovettore, multiplo solare, capacità di storage e fattore di capacità

13

La tabella 2.1 mette in relazione il costo d’investimento di un impianto CSP ad alcune caratteristiche

peculiari, che più di altre hanno un impatto determinante sul costo totale. Queste sono, come si è visto nel

paragrafo precedente, il multiplo solare, la capacità di storage e il fattore di capacità percentuale.

Come si può osservare anche a prima vista, è difficile stabilire una precisa correlazione tra questi valori,

oltretutto potrebbe essere fuorviante dal momento in cui sono valori stimati e ancora da verificare. Si può

tuttavia notare una certa correlazione positiva tra i parametri e i costi d’investimento; prova ne è il valore

massimo di 8.100 €/kW corrispondente ad un impianto con multiplo 3, storage 15 ore, capacità del 79%. Il

costo maggiore è dunque spiegato dalla maggiore ampiezza del campo solare e dalla maggiore capacità del

12

Concentrated Solar Power: cost analysis, IRENA, giugno 2012 13

Concentrated Solar Power: cost analysis, IRENA, giugno 2012


sistema di storage; la convenienza di una scelta del genere può essere, però, giudicata in via definitiva solo

dal LEC.

2.2.4.2 Struttura dei costi

Come abbiamo avuto modo di vedere nel paragrafo precedente, i costi di un impianto solare

termodinamico possono variare di molto in funzione delle caratteristiche tecniche e delle prestazioni. Sulla

struttura dei costi, tuttavia, possiamo affermare che ci sono più certezze, nel senso che gli impianti, pur

avendo caratteristiche diverse in termini di prestazioni e dimensioni, presentano una ripartizione dei costi

piuttosto simile tra di loro.

È opportuno confrontare i costi per tecnologie omogenee. Ad esempio, prendendo i parabolic trough, il

campo solare pesa sul totale per una percentuale che va dal 35 al 50% del totale. Un altro fattore

indiscutibile è il peso molto rilevante del sistema di stoccaggio che può influenzare di molto la struttura dei

costi. La quota del sistema di storage varia dal 9% per una capacità di 4,5 ore, al 20% di un sistema da 13,4

ore. Anche il fluido termovettore è una voce importante e può contare per l’8 – 11% dei costi totali.

La ripartizione dei costi per i solar tower è diversa. Le maggiori temperature alle quali lavorano le torri

riducono significativamente il peso dei costi dello storage. In un impianto con una capacità di 9 ore, per

esempio, il sistema di stoccaggio conta per l’8% del totale, mentre nei parabolic trough sarebbe al 16%, due

volte tanto.

Per avere un’idea della struttura dei costi riportiamo il caso della centrale di Andasol in Spagna, un

impianto di 50 MW a collettori parabolici.

COSTO (€) QUOTA (%)

Costo del lavoro 47,72 17.1 Campo solare 8,48 3.1

Lavori civili e infrastrutture 16,17 5.8 Strutture di supporto 6,93 2.5

Piping 4,65 1.8 Installazioni elettriche e altro 10,80 4

Componenti: campo solare e HTF 107,72 38.5 Specchi 17,70 6.4

Ricevitori 19,30 7.1 Strutture di supporto 30,00 10.7

Piloni 2,38 1.1 Fondazioni 5,45 2.1 Inseguitori 0,82 0.4

Giunti 1,58 0.7 Sistema di HTF 14,65 5.4

Heat transfer fluid 5,45 2.1 Apparecchi elettrici 6,93 2.5

Sistema di storage 29,26 10.5 Sali 13,89 5.1

Serbatoi 4,66 1.8 Materiali d’isolamento 0,05 0.2

Fondazioni 1,56 0.6 Scambiatori di calore 3,85 1.4


Pompe 0,82 0.4 Bilanciamento 2,35 1

Sistemi d’impianto 40,00 14.3 Power block 15,45 5.7

Bilanciamento 15,44 5.7 Connessione alla rete 7,73 2.9

Altri 54,62 19.5 Project development 7,73 2.9

Project management (EPC) 21,55 7.7 Finanziamento 16,22 6

Altri costi 7,73 2.9 TOTALE 280,00 100 Tabella 2.2 - Struttura dei costi della centrale a parabolic trough da 50 MW di Andasol (Spagna)14

L’impianto ha un sistema di stoccaggio di 7,5 ore, quindi con una buona capacità rispetto alla media. Il

campo solare (510.000 m2) si conferma la voce di costo più rilevante, con il 38,5%. Il prezzo del collettore è

determinato dalle strutture di supporto (10,7%), dai tubi ricevitori (7,1%), dagli specchi (6,4%), dal sistema

di HTF (5,4%) e dall’HTF stesso (2,1%). Il sistema di stoccaggio conta per il 10% del totale. Il lavoro diretto,

infine, ha una quota rilevante del 17%.

2.2.4.3 Costi di operation and maintenance (O&M)

I costi operativi degli impianti CSP sono bassi se comparati con quelli a combustibili fossili, ma rimangono

comunque significativi. I valori degli impianti più recenti non sono ancora disponibili, ma possiamo

prendere come riferimento i dati relativi ai primi impianti SEGS in California. Una valutazione dettagliata di

questi impianti attribuisce ai costi di O&M un valore di 0,031 €/kWh15 .

In questa voce di costo una quota significativa può essere data dalla sostituzione di specchi e ricevitori

causata dalla rottura del vetro. Ingente può essere, inoltre, il consumo d’acqua, anche perché gli specchi

richiedono una pulizia periodica. Finora non abbiamo oltretutto considerato l’assicurazione dell’impianto, il

cui premio annuale può essere lo 0,5 – 1% dell’investimento iniziale.

Gli impianti più moderni hanno sicuramente abbassato i costi di O&M rispetto ai pionieristici SEGS. I

miglioramenti tecnologici hanno ridotto il bisogno di rimpiazzare specchi e ricevitori e l’automazione ha

ridotto le procedure di O&M del 30%. In considerazione di tutto ciò, si può stimare un costo attuale di O&M

sotto i 0,019 €/kWh16.

Per gli impianti attuali a parabolic trough, si stimano costi di O&M di circa 0,012 €/kWh; se consideriamo

anche le spese per l’assicurazione possiamo arrivare ad una intervallo di costo piuttosto attendibile tra

0,016 e 0,023 €/kWh17. Ad esempio per i due impianti proposti in Sud Africa sono stati stimati dei valori tra

14


Cohen, 1999 16

Cohen, 1999 17

Turchi, 2010


0,022 e 0,028 €/kWh18. Tra i costi variabili, quello del lavoro può avere delle significative differenze in

funzione del paese dove viene installato l’impianto, e del relativo costo del lavoro.

2.2.4.4 Conclusioni

In una valutazione economica di un impianto CSP, come abbiamo già avuto modo di vedere, un fattore

determinante è il livello di radiazione solare diretta (DNI) del luogo. Questo dipende dalle condizioni

metereologi che medie durante l’anno (nuvolosità, umidità) e dall’ambiente locale (inquinamento dell’aria,

polvere).

La relazione tra DNI, produzione di energia e LEC è molto forte. Si stima che, a parità di altre condizioni, un

impianto di CSP in una zona con un ottimo DNI come USA, Algeria o Sud Africa con 2.700 kWh/m2 all’anno

possa avere un LEC inferiore del 25% rispetto ad un luogo come la Spagna con un DNI più basso pari a 2.100

kWh/m2 all’anno19.

2.2.5 Potenziali riduzioni di costo

In generale le potenzialità del CSP nella riduzione dei costi non possono che essere buone, per diversi

motivi. Lo sviluppo commerciale del CSP è ancora in uno stadio embrionale, una volta acquisita esperienza

e con i miglioramenti in R&S, la produzione dei componenti può raggiungere una certa massa critica

stimolando la competizione tra fornitori, tutto ciò a beneficio dei costi finali. In ogni caso, sono da mettere

in conto significativi investimenti in ricerca per realizzare tutto ciò.

Le aree fondamentali che richiedono uno sforzo maggiore sono:

Campo solare, è necessaria una produzione di massa nella componentistica per far calare i prezzi,

oltre a miglioramenti nella progettazione;

Fluido termovettore, nuovi fluidi capaci di lavorare a temperature superiori possono aiutare le

opportunità di stoccaggio e ridurre i costi. Una possibilità è la generazione diretta di vapore (DSG)

ma richiede sforzi importanti in ricerca;

Sistema di stoccaggio, legato a doppio filo al fluido termovettore, il raggiungimento di determinate

temperature, specialmente nei solar tower, potrà dare risultati importanti;

Power block, sebbene sia la componente più matura, c’è ancora spazio per riduzioni di costo anche

se di proporzioni più modeste;

Altri costi, come ad esempio i costi di project development, ci può essere un miglioramento legato

alle economie di apprendimento e all’esperienza.

Un buon numero di iniziative di R&S sono in corso, con il doppio scopo di aumentare l’efficienza e

abbattere i costi.

18

Fichtner, 2010 19

A.T. Kearney and ESTELA, 2010


Innovazione Stato dell’arte Obiettivi R&S Soluzioni

Nuovi fluidi termo vettori

Olio diatermico sintetico Alte temperature, riduzioni di costo e di rischio ambientale

Sali fusi (alte temperature), DSG per la riduzione di acqua e l’eliminazione degli scambiatori

Nuovi sistemi di storage Sali fusi Materiali più economici, più alta capacità termica, più basso punto di congelamento

Stoccaggio a calore latente (per il DSG), serbatoi termoclini, nuovi materiali (cemento, sabbia..)

Nuovi materiali per gli specchi

Specchi di vetro curvi Riduzione di costo, alta riflettività

Riflettori metallici, film di polimeri di rivestimento

Nuovi collettori Parabole con apertura di 5-6 metri

Riduzioni di costo, alta efficienza, alta accuratezza ottica

Aperture più ampie (PT), collettori più larghi (Fresnel, 10 metri), strutture di supporto diverse

Tabella 2.3 - Attività correnti di R&S per impianti parabolic trough20

Il LEC degli impianti CSP può essere diminuito migliorando le performance (efficienza) e riducendo i costi. I

miglioramenti nelle performance potranno ridurre i costi innanzitutto riducendo le dimensioni del campo

solare, a parità di capacità.

Tra una tecnologia e l’altra, le differenze materiali dei componenti sono piuttosto marcate, per cui le strade

possono essere molte. Tuttavia alcuni obiettivi sono comuni, come l’incremento delle dimensioni degli

impianti e l’aumento della pressione competitiva tra i fornitori.

Le installazioni di impianti CSP sono ancora poche e relativamente “piccole”. Aumentare le dimensioni

delle strutture può essere certamente un importante driver di riduzione dei costi e ciò sta già avvenendo

negli USA. I progetti in fase di sviluppo negli States vedono parabolic trough nell’ordine di 140 – 250 MW e

solar tower di 100 – 150 MW che, se paragonati ai 50 MW standard degli impianti attivi, indicano una

direzione ben precisa.

Alcuni studi indicano che la potenza di 50 MW non è affatto ottimale. Un impianto a parabolic trough con

storage da 7,5 ore, per esempio, potrebbe tagliare i costi del 12% se anziché da 50 fosse da 100 MW e

addirittura del 20% se fosse di 200 MW. Le voci di costo che beneficerebbero delle maggiori riduzioni

sarebbero il bilanciamento dell’impianto, la connessione alla rete, il power block e il project management.

Ad esempio i costi di sviluppo e gestione progetto sono sostanzialmente gli stessi per qualsiasi taglia.

Campo solare e storage, invece, sono direttamente proporzionali alla taglia.

20

A.T. Kearney, 2010


2.2.5.1 Componentistica

Prendiamo a questo punto in esame gli elementi principali di un impianto ed analizziamo più in dettaglio

quali attività di ricerca e quali innovazioni potranno portare in futuro a risultati significativi

nel’abbattimento dei costi

2.2.5.1.1 Il campo solare: specchi, ricevitori, strutture di supporto

Per quanto riguarda la componentistica vale la legge delle economie di scala, per cui una riduzione notevole

dei costi è legata ai volumi prodotti.

Per le strutture di supporto, gli sviluppatori stanno lavorando sulla riduzione del materiale diretto

impiegato e del lavoro necessario, fermo restando la massimizzazione delle performance ottiche.

Innovazioni in questo segmento sono importanti perché sono una voce di costo rilevante.

Per gli specchi, riduzioni di costo possono essere ottenute passando dagli attuali riflettori pesanti a base di

argento e vetro a dei riflettori più avanzati con una superficie leggera (lamine di alluminio coperte di

argento e film sottile polimerico). Riflettori di questo tipo sono meno costosi, più leggeri e con maggiore

riflettenza, ma vanno messe alla prova le prestazioni nel lungo periodo, soprattutto in relazione ai frequenti

lavaggi richiesti. Altre vie di sviluppo vertono sulla ricerca di specchi di vetro più sottili e leggeri. Specchi più

leggeri significa poter ridurre la struttura di supporto, importante anche in previsione dell’adozione delle

parabole più recenti con un’apertura più ampia (7 metri). Anche i rivestimenti sono soggetti a

miglioramenti per portare l’indice di riflettività dall’attuale 93,5 al 95% o più, e per ridurre il consumo di

acqua e la frequenza dei lavaggi.

Per i tubi ricevitori l’obiettivo fondamentale per aumentare le performance è ridurre l’emissione di

radiazioni ad alta lunghezza d’onda mantenendo alto l’assorbimento di radiazioni a bassa lunghezza d’onda.

I coating selettivi giocano qui un ruolo fondamentale nell’assorbire la massima radiazione minimizzando le

perdite di calore. L’utilizzo di gas inerti anziché del vuoto nei ricevitori potrebbe comportare un costo

inferiore e ridurre le perdite di calore date dalle infiltrazioni di idrogeno.

Nei solar tower, le voci di costo prevalenti del campo solare sono gli specchi, i drive e le strutture di

supporto. Qui il discorso si fa più complesso, poiché non è ancora chiara quale sia la dimensione ottimale

degli eliostati. Eliostati più grandi ridurrebbero alcuni costi (cablaggio, drive..) ma richiederebbero delle

strutture di supporto più ingombranti e costose, oltre che impattare negativamente sulle prestazioni

ottiche. C’è quindi un trade - off ancora oggi di difficile soluzione. Probabilmente le prossime installazioni

potranno dare qualche risposta a riguardo. Gli specchi costituiscono un’area critica, perché devono

garantire delle ottime prestazioni ottiche, un’ottima durabilità e minimizzare la formazione di sporco e le

operazioni di pulizia.

Altri componenti del campo solare, come sistemi di inseguimento e di controllo, sono costosi e sono ancora

ad uno stadio iniziale di sviluppo; per queste componenti è lecito attendersi, dunque, miglioramenti

significativi nelle performance e nei costi.


Nei solar tower la torre occupa una larga parte dei costi, soprattutto per il ricevitore posto alla sommità di

essa. Riduzioni del LEC possono essere raggiunte indirizzando lo sviluppo sulle prestazioni del ricevitore. Per

conseguire tale scopo occorre realizzare una struttura che sostenga elevate temperature di funzionamento,

nell’ordine dei 650 °C, massimizzando l’assorbimento di radiazione solare e minimizzando le perdite di

calore.

Tenendo conto degli sviluppi in tutte le aree, la riduzione dei costi complessivi per i campi solari dei

parabolic trough potrà essere del 16 – 34 % entro il 202021. Va tenuto conto che tale riduzione nel campo

solare significherebbe un LEC diminuito di un intervallo del 24 – 51%.

2.2.5.1.2. Fluido termovettore

Operare ad alte temperature permetterebbe di incrementare l’efficienza elettrica dell’impianto e ridurre il

costo dello stoccaggio. Gli impianti in funzione utilizzano olio diatermico, piuttosto costoso e con una

temperatura massima di utilizzo di 390 °C. L’applicazione dei sali fusi può portare la temperatura di utilizzo

a 550 °C e migliorare le prestazioni dello storage. Nei solar tower si potrebbero raggiungere temperature

anche superiori, di 600-700 °C, compatibili con cicli Rankine a vapore supercritico con un’efficienza del ciclo

del 48%, mentre attualmente è al 42 - 43%22.

Passare dall’olio ai sali nei parabolic trough potrebbe garantire un risparmio del 40 - 45% del fluido HTF

entro il 2020, portando la temperatura di utilizzo da 390 a 500 °C23.

Un tema importante è quello del raffreddamento richiesto dal ciclo termodinamico. Gli impianti wet -

cooled in funzione richiedono un fabbisogno di 2.100 – 3.000 litri di acqua per MWh24, superiore alle

centrali a gas (800) o a petrolio (2.000). Strategie di riduzione del consumo di acqua prevedono l’adozione

di sistemi di dry - cooling, il recupero dell’acqua, l’incremento dell’efficienza di conversione termica. I

sistemi dry - cooling stanno destando molto interesse per il loro grande potenziale e le prime applicazioni si

vedranno nei prossimi anni. Una soluzione intermedia è un sistema di raffreddamento ibrido, adeguato in

certi ambienti dove un sistema dry può non essere sufficiente.

2.2.5.1.3 Sistemi di storage

Il paradigma attuale vede un sistema di stoccaggio a doppio serbatoio a sali fusi. Riduzioni di costo

potrebbero derivare dal miglioramento delle performance dello storage, dalla durabilità e dalle

temperature.

Per i solar tower aumentare le temperature di utilizzo fino a 650 °C sarebbe sostenibile solo a fronte di

miglioramenti nella progettazione e nei materiali usati. Lo sviluppo di sistemi DSG, invece, impone un

cambiamento anche negli attuali sistemi di storage.

21

Kutscher, 2010, et. al., 2010 22

Kolb, 2011 23

Kutscher, 2010, et. al., 2010 24

IEA, 2010


La riduzione di costo potenziale relativa ai sistemi di storage è significativa, tra il 38% e il 69% entro il

202025.

2.2.5.1.4 Altri temi e conclusioni

Riduzioni di costo del power block potrebbero derivare da fattori esterni all’industria del CSP. Una spinta

ulteriore alla riduzione dei costi potrebbe derivare dall’aumento del numero di competitor della filiera,

attualmente dominata da pochi operatori che riescono ad avere ampi margini. La crescita del settore

potrebbe fungere da volano per l’abbattimento dei costi ma potrebbe anche stimolare ulteriormente lo

sviluppo e l’innovazione tecnologica.

Per i parabolic trough significative riduzioni di costo sono attese per i sistemi di stoccaggio e per il fluido

termovettore. Ciò perché, lavorando a più alte temperature, potrà ridurre gli oneri di pompaggio e il

volume e il costo dello storage. Tenendo conto di tutte le potenziali riduzioni ci si può attendere una

diminuzione complessiva tra il 17% e il 40% nell’investimento iniziale per il 202026. Per i solar tower,

invece, le riduzioni maggiori sono previste per il campo solare, il cui costo potrebbe scendere del 40%,

contribuendo ad abbattere il costo totale dell’impianto del 28% entro il 202027.

Oltre ai fattori descritti in precedenza, una prospettiva interessante è quella data dal potenziale insito nella

“curva di esperienza” o “tasso di apprendimento” del CSP. Questa curva stima la riduzione di costo in

funzione della capacità installata. Dato lo stadio iniziale di sviluppo dell’industria la curva è di difficile

costruzione e soffre di molta incertezza; tuttavia è realistico stimare un tasso di apprendimento dell’8% -

10%28. Questi valori sono frutto di una media tra le componenti più recenti (campo solare, HTF, storage)

che hanno un potenziale maggiore, e le altre più mature (power block) il cui tasso è inferiore.

In definitiva, le riduzioni di costo per il 2020, assumendo un tasso di apprendimento tra l’8% e il 10% e

considerando l’effetto positivo di tutti i fattori, dipenderanno molto dalla reale crescita del mercato del

CSP. Tenendo conto dei progetti in sviluppo e di quelli in fase di realizzazione, un calo tra il 30% e il 40% è

ipotizzabile in uno scenario ottimistico al 2020 29. In un orizzonte di breve termine, un milestone intermedio

potrebbe essere il 10% nel 2015.

Nella tabella troviamo riassunti dei range di costo per impianti con differenti caratteristiche. Si può

osservare come dal 2011 al 2015 si potrebbero avere delle riduzioni significative. Impianti con maggiore

capacità di stoccaggio pagano un costo maggiore in termini di investimento iniziale ma hanno anche un

fattore di capacità più alto, con ricadute positive sul LEC finale.

25

Kutscher, 2010, et. al., 2010 26

Hinkley, 2011, Kutcher, 2010 27

Hinkley, 2011 28

IEA, 2010, Trieb, et. al., 2009 29

IEA, 2010


2011 2015

Costo (€/kW) Fattore di capacità (%)

Costo (€/kW) Fattore di capacità (%)

Parabolic trough No storage 3.550 20-25 3.000-3.150 20-25 Storage 6 ore 5.460-7.540 40-53 4.850-6.390 40-53 Solar tower Storage 6-7,5 ore 4.850-5.770 40-45 4.390-4.900 40-53 Storage 12-15 6.900-8.100 65-80 6.200-6.900 65-80 Tabella 2.4 - Costo totale d’installazione per parabolic trough e solar tower, 2011 e 2015

30

2.2.5.2 Costi di operation and maintenance

Ci sono buone opportunità di riduzione dei costi anche nella fase di O&M. È ancora poca l’esperienza in

questa industria, tuttavia le lezioni imparate nei primi impianti degli anni ’80 stanno dando i loro frutti. Le

aree di sviluppo sono:

Rottura degli specchi;

Guasti dei ricevitori;

Manutenzione preventiva e automazione delle attività di manutenzione;

Progettazione dell’impianto che minimizza i costi di O&M.

Nei primi impianti non era infrequente assistere alla rottura degli specchi a causa dell’azione del vento, con

perdite di capacità fino a un quinto del totale. I problemi agli specchi sono una voce pesante dei costi di

O&M, che può essere ridotta lavorando sulle nuove generazioni di specchi, a base di riflettori a film sottile,

rinforzati, a specchi laminati.

I difetti ai ricevitori (rotture, infiltrazioni di idrogeno, perdite di vuoto, degradazione dei rivestimenti) è

un’area importante su cui lavorare per la riduzione dei costi. È tuttavia un’area di ricerca piuttosto critica,

dove non ci sono ancora dati a sufficienza che indichino una precisa direzione di sviluppo per ridurre gli

errori e migliorare la progettazione. L’attività di ricerca e monitoraggio dei tubi è perciò molto intensa.

L’avanzamento nella curva di esperienza potrebbe essere molto utile a migliorare la progettazione degli

impianti in modo da ottimizzare le attività di O&M. Ad esempio una migliore conoscenza del degrado degli

specchi potrebbe suggerire un lavaggio automatizzato e programmato degli stessi.

Il potenziale complessivo di riduzione dei costi di O&M è intorno al 35% per parabolic trough e 23% per

solar tower entro il 202031. Un milestone auspicabile per il 2015 potrebbe essere una riduzione tra il 5% e il

10%.

30


Turchi, 2010


2.2.6 Il LEC degli impianti CSP32

Si stima che i primi impianti SEGS che operano in California dal 1984 abbiano un LEC tra 0,085 e 0,14

€/kWh. Nel corso degli ultimi anni, purtroppo, il costo dei materiali è aumentato significativamente

cosicché tali cifre non possono essere, oggi, un riferimento attendibile.

I parametri più importanti che determinano il LEC di un impianto CSP sono:

- I costi iniziali d’investimento, che includono la preparazione del sito, la componentistica,

l’assemblaggio, la connessione alla rete e le spese di finanziamento;

- L’efficienza e il fattore di capacità dell’impianto;

- Il fattore di DNI del luogo di installazione;

- I costi di O&M (assicurazione compresa);

- Il costo del capitale e la vita utile dell’impianto.

I costi di un impianto CSP o di altre rinnovabili (eccetto la biomassa) sono sostanzialmente differenti da

quelli di un impianto a combustibili fossili. Le rinnovabili, solitamente, presentano alti investimenti iniziali,

costi di O&M modesti e costi per il combustibile pressoché nulli o quasi. Le centrali convenzionali, invece,

tendono ad avere investimenti iniziali più limitati e alti costi per il combustibile, il cui prezzo è oltretutto

molto soggetto alla volatilità dei relativi mercati. Al contrario le rinnovabili sono più sensibili alle variazioni

nel costo del capitale e alle condizioni finanziarie.

I solar tower, ad esempio, sono considerati al momento più rischiosi dai finanziatori per il loro stato di

sviluppo meno maturo. Nel lungo termine, un maggiore grado di esperienza potrà ridurre il premio per il

rischio e ridurre i costi per il finanziamento. Solitamente, nel valutare un progetto nel CSP, si assume un

costo del capitale del 10% per qualsiasi tecnologia, tenendo conto che nella prospettiva di un contractor

tale valore può differire in base alle caratteristiche del paese interessato e alla percezione del rischio da

parte dei finanziatori.

Il LEC di un impianto è fortemente legato al DNI. Partendo da un valore di 2.100 kWh/m2 all’anno (tipico per

un paese come la Spagna), il LEC può subire una decrescita del 4,5% per ogni 100 kWh/m2 in più all’anno.

Altri parametri fondamentali nella progettazione di un impianto sono le dimensioni dello storage e il

multiplo solare. Varie combinazioni di questi due fattori accreditano differenti valori del LEC. Alcune

simulazioni hanno dimostrato come si possa raggiungere il minimo valore di LEC con un multiplo solare di 3

e 12 ore di storage33. Valori simili, tuttavia, si possono ottenere con multiplo solare 1,5 senza storage,

multiplo solare 2 e 6 ore di storage; non c’è ancora una combinazione largamente dominante, anche

perché sulla scelta determinanti sono le caratteristiche specifiche del progetto in questione. Nelle scelte di

progettazione va tenuto conto che i sistemi con più storage hanno più flessibilità e una capacità di risposta

migliore a condizioni climatiche sfavorevoli; se poi aggiungiamo i fatto che i costi dello storage sono in

declino possiamo affermare che i punti di equilibrio con maggiore storage riscontrano un interesse

crescente.

32

Per la definizione e le modalità di calcolo del LEC si veda il paragrafo 2.2.2 33

Anders, 2005


Il livello attuale del LEC varia notevolmente da progetto a progetto e da luogo a luogo, possiamo però

indicare dei range ragionevoli.

Per gli impianti attuali a parabolic trough, per esempio, si può stimare un valore tra 0,15 e 0,26 €/kWh34 , in

linea con quanto prospettato nei seppur pochi dati disponibili riguardanti i progetti commissionati più

recentemente. Questi numeri vanno sempre presi con molta cautela perché sono ancora troppo pochi i dati

in possesso per essere considerati robusti.

Per i solar tower in funzione si stimano dei range di 0,12 – 0,21 €/kWh. Lo storage ha un impatto

determinante sulla profittabilità di un impianto, avendo una producibilità più sicura, più prevedibile e meno

variabile. Questo aumenta in un certo modo il valore dell’energia elettrica prodotta, in funzione dei modelli

di utilizzo dell’elettricità e del mercato dell’energia elettrica. La cosiddetta dispacciabilità è il principale

vantaggio competitivo di questa tecnologia tra le rinnovabili; ovviamente il valore puntuale è project e

country specific, ma può essere stimata in un valore aggiunto di 0,012 – 0,05 €/kWh.

Gli impianti pianificati in Spagna si basano su una stima approssimativamente di 0,23 – 0,27 €/kWh.

Attualmente gli impianti a collettori parabolici attivi nel Sud Europa (DNI 2.000 kWh/m2) hanno un costo

dell’energia elettrica di 0,18 – 0,20 €/kWh35.

2011 2020

Tecnologia e fonte

Stima bassa Stima alta Stima bassa Stima alta Paese

Parabolic trough

IEA, 2012 0,15 0,23 0,08 0,11 Fichtner, 2010 0,17 0,18 Sud Africa

0,25 0,28 India 0,17 0,18 Marocco

Kutscher, 2010 0,17 0,08 0,08 USA Hinkley, 2011 0,16 0,10 Australia

Solar tower Fichtner, 2010 0,14 0,16 Sud Africa

0,21 0,22 India 0,17 0,18 Marocco

Kolb, 2010 0,12 0,13 0,06 0,07 USA Hinkley, 2011 0,16 0,12 Australia

Kearney, 2010 0,18 0,25 0,10 0,12 Tabella 2.5 - Stima del LEC di progetti CSP a parabolic trough e solar tower nel 2011 e nel 2020

2.2.6.1 Le prospettive per i prossimi anni

In una survey36 rivolta agli operatori del settore, è stato stimato che di qui al 2025 ci potrebbe essere una

diminuzione notevole del LEC tra il 45 e il 60%.

34

IRENA, 2012 35

CSP Today, 2008 36

Realizzata dall’International Renewable Energy Agency (IRENA)


Il LEC dei parabolic trough senza storage è stimato di essere tra 0,24 e 0,28 €/kWh e potrebbe scendere tra

0,2 e 0,26 €/kWh nel 2015. Gli stessi impianti con un sistema di stoccaggio da 6 ore hanno un costo stimato

di 0,16 – 0,28 €/kWh, che nelle stesse ipotesi potrebbe arrivare a 0,14 – 0,24 €/kWh.

Per i solar tower con uno storage da 6 – 7 ore, i costi attuali oscillano tra 0,17 e 0,22 €/kWh; solamente

aumentando lo storage a 12 – 15 ore si potrebbe avere un beneficio notevole, con costi di 0,13 – 0,18

€/kWh. Nel 2015 si potranno raggiungere questi livelli di costo per gli impianti a storage ridotto (6 - 7 ore)

in seguito ai miglioramenti nei vari fattori di costo auspicati. Per gli impianti con grande capacità di storage

(12-15 ore) il LEC potrà decrescere fino a 0,12 – 0,16 €/kWh nel 2015.

In sostanza siamo ancora distanti dalla grid parity al confronto con le fonti non rinnovabili, ma non

mancano le motivazioni per essere ottimisti nel futuro. La tecnologia che più si appresta ad essere

competitiva è quella dei solar tower che, nel breve-medio termine, potrà competere in alcuni casi

particolari, come la fornitura di elettricità per il condizionamento d’aria negli orari di picco pomeridiano in

luoghi particolarmente caldi e aridi.

Tecnologia Storage [ore] LEC 2012 [€/kWh] LEC 2015 [€/kWh]

Parabolic trough - 0,24 – 0,28 0,20 – 0,26

6 0,16 – 0,28 0,14 – 0,24

Solar tower 6 – 7 0,17 – 0,22 0,13 – 0,18 12 – 15 0,13 – 0,18 0,12 – 0,16

Tabella 2.6 - Stima del LEC al 2015 fatta da alcuni operatori del settore37

37

Survey IRENA, 2012


3. Mercato

Il 2012 è stato per il termodinamico un anno alquanto vivace dal punto di vista delle installazioni. Sono

infatti 811,5 i MW installati nei 12 mesi dell’anno che, se confrontati con i 752,5 MW dell’anno precedente,

confermano la fiducia a livello globale in questa tecnologia.

In questo capitolo verranno dapprima presentati i principali risultati conseguiti dal settore del solare

termodinamico a livello globale. In seguito si analizzeranno i risultati più nel dettaglio, andando ad

osservare quali paesi sono stati interessati maggiormente e come questa dinamica potrà evolvere nei

prossimi anni. Si analizzeranno i fatti anche dal punto di vista tecnologico, ovvero si cercherà di capire se il

mercato si è mosso diversamente a seconda delle tecnologie e in che modo. Nell’ultimo paragrafo vengono

presentati i principali progetti del mondo e il loro stato di avanzamento.

3.1 Principali risultati del 2012

Nella tabella 3.1 si può osservare lo storico delle installazioni di impianti CSP nel corso degli anni, a partire

dalla nascita dei primissimi impianti SEGS in California per arrivare fino ai giorni nostri. In seguito alle prime

installazioni sperimentali c’è stato un vuoto dal 1990 e solo a partire dal 2006 possiamo osservare delle

nuove installazioni ogni anno. Per questo motivo è da collocare nel 2007 la vera nascita commerciale del

mercato del CSP. Si può indicare nel 2009 la vera svolta, anno in cui c’è stato un primo consistente

incremento di MW installati; da allora abbiamo assistito ad una crescita costante che dovremmo osservare

anche negli anni a venire. Nel 2012 sono stati avviati nuovi impianti per un totale di 811,5 MW, il valore più

alto di sempre.

Anno 1984 1985 1989 1990 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Installato CSP (MW)

14 60 200 80 1 74 55 178,5 326,5 752,5 811,5

Incremento %

329% 233% -60% -99% 7300% -26% 225% 83% 130% 8%

Tabella 3.1 - Installazioni di CSP per ogni anno e incremento percentuale38

Può sembrare basso l’incremento di installazioni rispetto agli anni precedenti, dal 2011 al 2012 c’è stato

infatti un aumento solo dell’8%, molto inferiore ai valori degli anni precedenti (con una media del +146%

dal 2009 al 2011). Tuttavia quello del solare termodinamico è un mercato particolare, quindi non ci si può

fermare ai numeri senza analizzare in profondità le ragioni.

Innanzitutto il termodinamico è un mercato sostanzialmente per (grandi) commesse; ciò significa che le

installazioni anno per anno hanno valori molto variabili, come denota l’estrema volatilità dell’incremento

percentuale dell’installato per ogni anno. Dalla decisione di realizzare un impianto alla sua effettiva messa

in funzione passano dai 3 ai 5 anni (solo per la costruzione, di più se l’iter autorizzativo risulta

38

CSP World


particolarmente difficoltoso); ecco perché prendere il valore di un solo anno potrebbe essere fuorviante.

C’è da dire, inoltre, che il dato del 2011 (752,5 MW, +130%) è stato un balzo molto significativo e,

confermarlo ed incrementarlo seppur di poco, può considerarsi già un successo. Dopotutto raddoppiare le

installazioni ogni anno non è sempre sostenibile.

Figura 3.1 - Potenza annua installata nel mondo

Gli 811,5 MW del 2012 sono così la conseguenza dell’entrata in funzione di diversi impianti in Spagna,

mentre altri hanno proseguito il loro processo realizzativo e vedranno la luce nel 2013.

Anno 1984 1985 1989 1990 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Totale cumulato

(MW) 14 74 274 354 355 429 484 662,5 989 1741,5 2553

Incremento %

429% 270% 29% 0,3% 21% 13% 37% 49% 76% 47%

Tabella 3.2 - Installato cumulato di CSP, evoluzione storica ed incremento percentuale

Un dato ancor più significativo è quello rispetto al valore cumulato della potenza installata (tabella 3.2), che

vede il trend positivo proseguire con un +47% (da 1741,5 a 2553 MW) con una media degli ultimi 5 anni del

+44%. Anche in questo caso, tuttavia, occorre tenere in considerazione il fatto che quello del CSP è un

settore nato da poco e che, quindi, risente della inevitabile variabilità dei primi anni. Bisognerebbe

attendere qualche anno e osservare l’evoluzione del mercato per riuscire a dare un giudizio più completo

ed affidabile. Da questo punto di vista gli operatori del settore a livello mondiale sono molto ottimisti visto

il crescente interesse giunto da diverse parti del pianeta nei confronti di questa tecnologia.

Il bilancio del mercato del solare termodinamico al 2012, a livello globale, può considerarsi positivo per due

ragioni:

- In primis per la concretizzazione di importanti progetti e la conseguente entrata in funzione di

diversi MW;

- Secondo per l’attivazione di numerose nuove iniziative che, se confermate, dovrebbero portare ad

un’ulteriore crescita del settore nei prossimi anni.

0

200

400

600

800

1000

1984 1985 1989 1990 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Po

ten

za M

W

Anno

Installato CSP (MW)


Figura 3.2 - Installato cumulato di CSP, evoluzione storica ed incremento percentuale

3.2 Analisi geografica del mercato

In questo paragrafo viene presentata la ripartizione geografica del mercato. In particolare vengono messe

in luce quelle che sono le principali variazioni rispetto al 2011 e quale potrà essere il trend dei prossimi anni

in base ai cantieri aperti e ai progetti in fase di sviluppo.

Protagonista assoluta dal 2012 è la Spagna, con la quasi totalità della nuove installazioni ovvero 802,5 MW.

Con questo risultato si conferma il primo paese in quanto a potenza installata con i suoi 1800 MW e, anzi,

aumenta il divario tra sé e gli altri paesi.

La quota relativa della Spagna passa così dal 66% al 76%, con una conseguente contrazione delle altre, in

particolare gli USA che dal 29% passano al 20%.

La Spagna nel corso del 2012 ha potuto consolidare la sua posizione di leadership grazie all’entrata in

funzione di nuovi impianti per un totale di circa 800 MW, frutto delle iniziative intraprese negli ultimi anni,

portando la potenza installata ad un totale di più di 1800 MW.

Inoltre, ha avviato dei nuovi impianti per un totale di 700 MW che dovrebbero permettergli di mantenere il

primato ancora per un paio d’anni. Tuttavia, recenti cambiamenti nella normativa prospettano un deciso

arresto dell’industria del CSP nel paese iberico, e delle rinnovabili in generale. Il nuovo governo spagnolo,

favorevole al nucleare, ha infatti intrapreso una strategia energetica del tutto differente da quella della

precedente amministrazione, abolendo gli incentivi in termini di tariffe feed-in e di sgravi d’imposta,

rendendo così sconveniente la costruzione di nuovi impianti.

La leadership del mercato potrebbe, in pochi anni, passare agli USA che, al momento, si trovano al secondo

posto con circa 500 MW ma che già nel corso del 2013 dovrebbero mettere in funzione nuovi impianti per

più di 1200 MW raggiungendo dunque i livelli della Spagna. Il definitivo sorpasso potrebbe essere

consumato negli anni a venire, quando verranno a compimento i progetti già in fase di sviluppo, mentre la

Spagna, come detto, dovrebbe fermare la sua corsa attestandosi intorno ai 2500 MW. Gli americani, negli

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1984 1985 1989 1990 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

14 74 274 354 355 429 484 662,5 989

1741,5

2553

Po

ten

za (

MW

)

Anno



ultimi anni, hanno spinto l’acceleratore in questo settore, mettendo in cantiere progetti ambiziosi, in

particolare negli stati della California e dell’Arizona, sfruttando innanzitutto la favorevole conformazione

del territorio e le sue caratteristiche climatiche, ma anche l’attivismo dei centri di ricerca statali (NREL,

National Renewable Energy Laboratory) e delle sue imprese all’avanguardia (Solar Reserve, BrightSource,

NextEra). Sono ben 2625 i MW totali pianificati o in fase di sviluppo negli Stati Uniti.

Figura 3.3 - Ripartizione geografica della potenza cumulata installata (2553 MW) a fine 2012

Questi due paesi, leader indiscussi fino ad oggi, dovranno però guardarsi alle spalle dall’avanzata impetuosa

dei paesi del Nord Africa, del Medio Oriente e del Sud Africa, i quali, complessivamente, potrebbero

mettere in funzione impianti per un totale di 3636 MW. Questi paesi, oltre a Cina, India, Messico, Cile e

Australia, sono stati i più attivi negli ultimi mesi creando una notevole aspettativa tra gli operatori del

settore.

Figura 3.4 - Ripartizione geografica della quota di mercato della potenza cumulata dei paesi “altri” al 2012

76%

20%

2%

Spagna

USA

Algeria

Egitto

Marocco

Altri

3%

15%

17%

5%

17%

17%

2%

8%

1% 4%

4% 6%

india

iran

marocco

israele

egitto

algeria

china

australia

francia

italia

thailandia

cile


Interessante è, a questo punto, osservare com’è suddivisa la quota di mercato relativa ai paesi di minore

importanza, che insieme contano per il 4%, per fotografare la situazione attuale.

Come si può vedere dal grafico, tra i paesi meno rilevanti spiccano Algeria (17%), Egitto (17%), Iran (15%) e

Marocco (17%) con impianti da 20 MW, mentre gli altri, tra cui l’Italia, si fanno notare con impianti di

piccola taglia perlopiù dimostrativi.

Tra di essi troviamo alcuni paesi che presentano un certo attivismo e offrono prospettive positive per il

futuro, è il caso dei paesi del Nord Africa e Medio Oriente come Tunisia, Marocco, Egitto, Iran, Arabia

Saudita, Israele. Altri paesi, come Italia e Francia, sono ancora fermi al palo sui propri impianti dimostrativi,

nonostante le manifestazioni d’interesse mostrate a più riprese.

Per avere un’idea di come sta evolvendo il mercato mondiale prendiamo in considerazione gli impianti in

fase di costruzione e quelli in via di sviluppo. I primi ci possono dare un’idea di quello che probabilmente

sarà il mercato fra 1-2 anni quando questi saranno completati. Si tratta di una proiezione di breve termine

sulla quale non dovrebbero esserci molte incertezze visto che si tratta di cantieri aperti e che, nella

peggiore delle ipotesi, potrebbero ritardare solamente la conclusione prevista. I secondi, ovvero gli impianti

pianificati o in fase di sviluppo, possono servire ad elaborare quello che potrà essere lo scenario del

mercato fra 6-8 anni. È un orizzonte di previsione di medio termine caratterizzato da maggiore incertezza

sia perché i progetti vanno approvati e non è detto che tutti possano avere esito positivo, sia perché i tempi

non sono ancora ben definiti.

Figura 3.5 - Localizzazione geografica degli impianti attualmente in costruzione

Prendendo in considerazione solo gli impianti in costruzione (figura 3.5), nel giro di 1-2 anni potrebbero

entrare in funzione quasi 3 GW di potenza, di cui il 43% in USA, il 17% in Spagna e il restante 40% in paesi

considerati “emergenti” in questo settore. Come si vede questi paesi stanno acquistando un peso sempre

maggiore rispetto alla quota irrisoria del 4% attuale.

Spagna 17%

Usa 43%

Altri 40%


Figura 3.6 - Impianti attualmente in costruzione, ripartizione geografica quota di mercato “altri”

Di questo 40% saranno protagonisti in modo particolare India, Cina ed Emirati Arabi su tutti (figura 3.6).

Nella figura 3.7 si può osservare come potrà essere, con buone probabilità, la localizzazione geografica del

mercato mondiale del CSP.

Come conseguenza delle numerose installazioni in corso, gli USA potranno recuperare buona parte del

ritardo accumulato, portando il peso dei propri impianti sul totale mondiale, dal 20% attuale al 33% entro i

prossimi due anni. È un dato rispetto al quale non dovrebbero esserci particolari scostamenti perché si

tratta degli impianti che hanno maturato uno stato avanzato di completamento e dei quali mancano pochi

mesi all’inaugurazione.

Figura 3.7 - Localizzazione geografica della potenza installata (5475 MW), scenario 2014

Come detto altri paesi sono entrati con forza in questo mercato e stanno premendo sull’acceleratore. Se ad

oggi Spagna e USA si spartiscono il 96% del mercato totale, così non sarà più fra pochi anni. Già tra il 2014 e

il 2015 la fetta relativa agli altri paesi dovrebbe allargarsi notevolmente, passando dal 4% attuale al 22%

grazie agli investimenti importanti messi in atto, in modo particolare, da India, Cina, Sud Africa, ed Emirati

Arabi Uniti. Insieme questi paesi potranno nei prossimi anni avviare nuovi impianti per un totale di circa 1

GW, e cominciare ad avere un peso rilevante nello scacchiere mondiale.

43%

30%

13%

1% 1%

4% 8%

india

cina

sud africa

Mexico

France

Australia

UAE

45%

33%

22%

Spagna

USA

Altri


Questa dinamica è evidentemente a sfavore della Spagna, che vedrebbe la sua leadership, finora

incontrastata, subire un importante ridimensionamento, scendendo dal 76% attuale al probabile 45% tra il

2014 e il 2015.

Figura 3.8 - Totale installato cumulato, possibile scenario futuro

Se prendiamo in considerazione anche i progetti in fase di sviluppo e quelli pianificati lo scenario potrebbe

cambiare ulteriormente. Prendendo come riferimento il 2020 potrebbero essere quasi 8 i GW di potenza da

aggiungere in tutto il mondo, portando il totale installato a superare i 13 GW.

Le proiezioni per il totale installato cumulato vedono una potenza raddoppiata nel giro di due tre anni

(ponendoci quindi tra il 2014 e il 2015) grazie ai nuovi cantieri avviati negli ultimi mesi. Più incerto è

ovviamente il dato relativo alla proiezione al 2020, in cui vengono presi in esame i progetti che hanno

mosso solo i primi passi, ovvero dei quali si hanno poche informazioni e che sono in fase di trattativa o di

autorizzazione con le autorità locali. In ogni caso è auspicabile, visti i risultati recenti, che buona parte di

questi progetti trovino esito positivo e possano portare l’installato mondiale a superare abbondantemente i

10 GW di potenza in prossimità del 2020.

Figura 3.9 - Localizzazione geografica degli impianti in sviluppo

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

14 74 274 354 355 429 484 662,5 989 1741,5 2553

5475

13198,76

Po

ten

za (

MW

)

Anno


36%

26%

10%

5%

6%

17%

USA

Tunisia

Cile

Israele

Marocco

Altri


Com’era intuibile, la crescita del mercato avrà delle dinamiche differenti nei vari paesi. Sulla scia dei fatti

più recenti potrà esserci un contributo maggiore da parte degli USA, che si accollerebbero il 36% circa degli

impianti. Ancora una volta un peso crescente sarà dato dai paesi “nuovi” come Tunisia, Cile, Marocco e

Israele. La Spagna vedrebbe così svanire piano piano la sua leadership, sotto la spinta da una parte dei paesi

emergenti e dall’altra dalla sua incapacità di ripartire con nuovi progetti, dopo il cambiamento normativo

attuato dal nuovo governo.

Vediamo quindi quale situazione potremmo trovare tra meno di una decina d’anni.

Come risulta evidente dalla figura 3.10 la Spagna è sottoposta ad un consistente ridimensionamento, se

pensiamo che passerà dal 76% attuale ad una quota al di sotto del 20% pur arrivando ad installare una

potenza cumulata di più di 2500 MW. La brusca frenata delle installazioni nella penisola iberica è infatti

accompagnata dalla rapida ascesa degli altri paesi. In primis gli USA che hanno lanciato un programma di

investimenti che dovrebbe portare nuove installazioni fino a superare i 4,5 GW di potenza cumulata,

diventando il primo paese al mondo, con il 35% del mercato.

Figura 3.10 - Localizzazione geografica della potenza installata cumulata (13 GW), scenario 2020

Una crescita, quella degli USA, ammortizzata in parte dagli altri paesi protagonisti del mercato. Tra questi

spicca la Tunisia, che con un progetto per un mega complesso da 2000 MW potrebbe diventare il terzo

produttore mondiale. Al di là delle previsioni numeriche un dato è certo, ed è l’allargamento della quota di

mercato di pertinenza degli altri paesi. La tecnologia del CSP si sta diffondendo sempre di più in tutto il

mondo, oramai ha toccato i 5 continenti, e nuovi paesi si affacciano continuamente, intravedendo nel CSP

una soluzione convincente in relazione alle proprie esigenze energetiche e alle caratteristiche del territorio.

Alle spalle di Spagna e USA troviamo dunque un gruppo di paesi agguerriti che da qui al 2020 potrebbero

passare da avere una quota marginale del 4% ad un ben più consistente 46%.

Il mercato mondiale del solare termodinamico, dunque, è in continuo divenire e, seppur si tratta di

proiezioni, potrebbe cambiare letteralmente faccia nel giro di pochi anni. Tra i paesi più attivi e che avranno

probabilmente un ruolo di protagonisti nel prossimo futuro, oltre a quelli già citati, segnaliamo Cile, India,

Sud Africa, Cina, Israele e Marocco.

19%

35% 15%

31%

Spagna

USA

Tunisia

Altri


3.3 Analisi tecnologica del mercato

In questo paragrafo si mostra l’evoluzione del mercato dal punto di vista tecnologico, ovvero come le

diverse tecnologie con cui il solare termodinamico si presenta hanno reagito in modo differente agli stimoli

del mercato.

Il 2012 non ha riservato grosse sorprese rispetto al 2011 anche dal punto di visto dell’analisi per tecnologie.

Nel 2012 la tecnologia parabolic trough è stata ancora una volta la protagonista con il 100% delle nuove

installazioni, confermando, qualora ce ne fosse bisogno, il dominio di questa tecnologia rispetto alle altre.

In seguito a ciò la quota relativa ai collettori è cresciuta in un anno dal 90,9% al 94,3%, il che, tradotto in

potenza, significa passare dai 1583 MW del 2011 ai 2383 MW del 2012.

Figura 3.11 - Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati a fine 2011

Il trend del 2012 prosegue quello del 2011, anno in cui vi era stata una crescita dei parabolic trough mentre

gli altri tipi d’impianto erano rimasti pressoché fermi.

Come già detto le altre tecnologie hanno ridotto la loro quota di pertinenza come conseguenza alla

mancanza di nuove installazioni.

Al secondo posto troviamo i solar tower con il 3,9% dell’installato totale. A differenza dei parabolic trough,

tecnologia per la quale si è imposta una configurazione di impianto tipo da 50 MW, nei solar tower

troviamo per il momento solo alcuni impianti (sono 10 quelli attivi in totale) con una massima potenza di 29

MW e una media di 10 MW. Si tratta ovviamente di centrali a scopo sperimentale o dimostrativo, che

denotano uno stadio di sviluppo della tecnologia sicuramente inferiore rispetto ai collettori parabolici, che

beneficiano di diversi anni di test e offrono maggiori garanzie. È una tecnologia che stenta dunque a

diffondersi, in parte perché di origine più recente e anche perché è più difficile trovare il luogo adatto.

90,9%

6,7%

2,3% 0,1%

Parabolic trough

Solar tower

Fresnel

Solar dish


Figura 3.12 - Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati a fine 2012

Tuttavia gli impianti dimostrativi sono un passaggio obbligato per qualsiasi tipo di impianto e, come

vedremo più avanti, pare che anche per i solar tower sia arrivato il momento buono per potersi affermare

su scala mondiale. Attualmente gli impianti più significativi si trovano in Spagna, dove Torresol ha realizzato

l’impianto Germasol 20 MW e Albengoa ha inaugurato ben due impianti a torre, PS10 e PS20, da 11 e 20

MW. Il più grande impianto a torre solare è però negli USA, dove troviamo il Coalinga realizzato da

Chevron. Gli altri paesi dove troviamo dei piccoli impianti con questa tecnologia sono Cina, India, Israele e

Australia, non a caso, come si è avuto modo di vedere nel precedente paragrafo, tra i più promettenti in

prospettiva per questo mercato.

Niente di nuovo si è fatto registrare anche nella tecnologia Fresnel, ferma a poco più di 40 MW di potenza.

Dei cinque impianti attualmente attivi solo uno può essere considerato non sperimentale, ed è quello di

Puerto Errado 2, realizzato in Spagna dalla Novatec. I motivi, tuttavia, che relegano questa tecnologia ad

avere un ruolo minore sono diversi. Per le loro caratteristiche tecnologiche sono meno adatti ai grandi

impianti di potenza, perché raggiungono temperature di esercizio inferiori e, utilizzando l’acqua come

fluido termovettore, risulta più complicato applicare dei sistemi di stoccaggio, fondamentali per i grandi

impianti e vero punto di forza del CSP in generale. Ciò non significa che è una tecnologia destinata a sparire,

ma che potrà trovare una buona diffusione per gli impianti di piccola potenza (mini e micro – CSP) per i

quali possono essere più adatte tecnologie più semplici e meno costose.

Ancora nessun segnale è giunto, infine, dai solar dish. Nonostante qualche centro di ricerca si sia

avventurato in questa strada, non si è visto nessun miglioramento che possa far cambiare opinione sul

possibile utilizzo futuro di questi impianti. È una tecnologia che presenta forti limiti e sembra difficile

superarli; per questo sembra destinata ad essere valida per casi particolari, come la generazione di piccole

potenze per utenze domestiche isolate e che non possono allacciarsi ad una rete (villaggi nel deserto,

piccole isole …).

Proviamo ora a vedere quale potrebbe essere lo scenario negli anni a venire in seguito alle nuove

installazioni.

94,3%

3,9% 1,7%

Parabolic trough

Solar tower

Fresnel

Solar dish


Figura 3.13 - Ripartizione tecnologica degli impianti in corso di realizzazione per potenza installata

Nella figura 3.13 osserviamo la quota di mercato per ogni tecnologia degli impianti in costruzione, che

quindi dovrebbero entrare in funzione tra il 2013 e il 2015. Anche in questo caso sono i parabolic trough a

farla da padrone, con i ¾ dei nuovi impianti in costruzione, in continuità con il trend tecnologico finora

osservato.

Al secondo posto troviamo gli impianti a torre solare, seguiti subito dopo dai collettori lineari di Fresnel.

I solar tower scontano, rispetto ai parabolic trough, una maggior difficoltà a trovare dei siti idonei in quanto

alle caratteristiche del territorio; nonostante ciò mantengono una posizione di rilievo grazie alle buone

prestazioni che riescono a raggiungere. Gli USA lavorano con molto interesse a questa tecnologia, che

permette di raggiungere alte temperature e di utilizzare un solo fluido, i sali fusi, come termovettore e

come stoccaggio termico. Da segnalare sono i due grandi progetti che stanno portando avanti gli USA, con

gli impianti Crescent Dunes (realizzato da Solar Reserve) e Ivanpah (realizzato da BrightSource)

rispettivamente da 110 e 370 MW, dai quali ci si aspettano notevoli risultati.

Gli impianti a specchi di Fresnel confermano la loro quota di minoranza con solo il 5% degli impianti in

costruzione; il motivo principale è la taglia ridotta di questi impianti, con potenze da pochi MW ad alcune

decine di MW, con l’unica eccezione di un impianto da 100 MW in costruzione in India. Gli impianti a

Fresnel, infatti, riescono a raggiungere temperature inferiori rispetto agli altri; risultano così più convenienti

per gli impianti di taglia ridotta, avendo dei minori costi di realizzazione.

Non riescono ancora a trovare una via di sbocco i solar dish, i cui unici impianti sono ancora in forma

sperimentale e, in aggregato, non superano i 3 MW. Viste le caratteristiche peculiari, questi impianti

potranno trovare successo solamente nella produzione distribuita off-grid, facendo leva sulla flessibilità e

sulla scalabilità; mentre non si profilano aspettative di rilievo nei grandi impianti.

75%

20%

5%

Parabolic rough Solar tower Fresnel Solar dish


Figura 3.14 - Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati, scenario 2014

Ecco che dunque lo scenario mondiale potrebbe cambiare leggermente nei prossimi anni, grazie

soprattutto alla diffusione dei primi impianti a torre solare di grande potenza. Questo fatto permetterebbe

ai solar tower di allargare la propria fetta di mercato, passando dal 3,9% attuale al 12%, con quasi 700 MW

di installato. La contrazione dei parabolic trough sarebbe solo relativa, visto che continueranno a macinare

installazioni ad un ritmo assolutamente superiore; il loro 84% di quota prevista fra qualche anno

corrisponderebbe a ben 4,5 GW di potenza installata. Anche i Fresnel riusciranno, con gli impianti in

costruzione, a ritagliarsi uno spazio maggiore nel mercato mondiale, con un piccolo balzo che li porterebbe

dal 1,7% al 4%.

Pur mantenendo la loro leadership, i parabolic trough, in termini relativi, dovrebbero cedere terreno a

favore di solar tower e Fresnel. Detto ciò è opportuno notare come, mentre per i piccoli impianti collettori

parabolici e collettori lineari se la giocano alla pari, negli impianti di grossa taglia (dai 50 MW in su) la

partita è ristretta ai parabolic trough e ai solar tower.

Figura 3.15 - Ripartizione tecnologica degli impianti programmati e in fase di sviluppo

84%

12% 4%

Parabolic rough Solar tower Fresnel Solar dish

25%

71%

2% 2%

Parabolic trough Solar tower Fresnel Solar dish


Possiamo, a questo punto, proiettarci ulteriormente in avanti nel tempo, prendendo in esame gli impianti

pianificati e quelli in fase di sviluppo; ci poniamo al 2020, anno in cui questi progetti dovrebbero

ragionevolmente aver trovato conclusione.

Come appare evidente dalla figura 3.15, nei prossimi anni potremmo assistere a grossi cambiamenti dal

punto di vista tecnologico. Per la prima volta saranno gli impianti a torre solare ad essere installati

maggiormente, con il 71% degli impianti programmati. Segno evidente, questo, di una rinnovata fiducia per

questa tecnologia in quanto a efficienza e costo dell’energia (LEC) rispetto alle altre tecnologie. Non è un

caso che dai solar tower ci si aspetti una maggiore riduzione del LEC nei prossimi anni, per quanto riguarda i

grandi impianti. Una considerazione va fatta sulla taglia. Gli impianti in fase di sviluppo per i solar tower

hanno una taglia media che supera abbondantemente i 200 MW (276 MW per la precisione), decisamente

superiore ai parabolic trough (104 MW medi) e ancora di più ai Fresnel (29 MW medi).

L’andamento del mercato ricalca un po’ le caratteristiche tecnologiche degli impianti. I solar tower si stanno

affermando come la soluzione preferibile per i grandi impianti, soprattutto in prospettiva futura; i Fresnel

stanno prendendo piede come una valida alternativa per i piccoli e medi impianti; i parabolic trough, infine,

che grazie alla loro modularità e scalabilità possono essere adeguati sia ai grandi impianti sia ai piccoli e

medi e che manterranno una posizione di primo piano.

Uno spunto interessante è dato, infine, dai solar dish, i quali finalmente potranno far registrare le prime

installazioni di rilevanti, con il 2% del totale programmato al pari dei Fresnel. Sono stati fatti i primi passi

per due impianti a Cipro e in Grecia da 50 e 75 MW. Chissà che possano essere la svolta per questa

tecnologia che finora ha stentato a dare prova della sua validità.

Figura 3.16 - Ripartizione per tecnologia del totale degli impianti installati, scenario 2020

Il quadro tecnologico del mercato che potremo vedere fra una decina d’anni (il 2020 come riferimento è

puramente formale) sarà ben diverso da quello attuale. I parabolic trough subiranno una leggera spinta “dal

basso” da parte dei collettori lineari Fresnel sui piccoli medi impianti, mentre ben più consistente sarà la

pressione esercitata dagli impianti a torre solare “dall’alto” ovvero sui grandi impianti di potenza. La

conseguenza di queste due forze sarà una contrazione della quota di mercato di pertinenza dei parabolic

trough dal 94,3% al 50%. Chi ne approfitterà maggiormente saranno i solar tower, che potranno accrescere

50% 46%

3% 1%

Parabolic trough Solar tower Fresnel Solar dish


la loro quota dal 3,9 al 46% in meno di un decennio. Una crescita esponenziale che li metterebbe in

condizione di giocarsi la leadership mondiale con i parabolic trough. I collettori lineari Fresnel, seppur con

qualche installazione in più, manterranno nel contesto globale un peso molto marginale.

In estrema sintesi, i trend di mercato che osserveremo dal punto di vista tecnologico sono:

- Un’affermazione crescente dei solar tower per i grandi impianti, dai 100 MW in su, dove ci saranno

condizioni adeguate;

- Una crescita dei Fresnel come alternativa valida per i piccoli-medi impianti;

- Una conferma dei parabolic trough in tutte le altre situazioni, in particolare negli impianti medio -

grandi con taglia fino a 100 MW.

3.4 La situazione italiana

In Italia può essere un mercato di riferimento per l’area del Mediterraneo, poiché alcune regioni hanno le

caratteristiche per poter applicare con successo il solare termodinamico. In Sicilia, per esempio, il livello di

irradiazione diretta del sole è pari a 2000 kWh/m2 all’anno, superiore al livello ritenuto minimo per questa

tecnologia di 1800 kWh/m2. Altre possibili regioni adatte sono Sardegna e Puglia, nelle altre regioni sarà

difficile vedere degli impianti di potenza, più probabile l’installazione di impianti di piccola taglia, non a

scopo di produzione di energia elettrica ma per la generazione di calore di processo o per applicazioni di

solar cooling. A livello complessivo l’Italia ha un potenziale stimato di 500 – 600 MW di installazioni39.

In Italia attualmente il mercato è ancora fermo ad alcuni impianti dimostrativi, il più importante dei quali è

quello di Priolo Gargallo, in provincia di Siracusa, realizzato da Enel Green Power con la collaborazione di

Archimede Solar Energy ed ENEA.

L’impianto, inaugurato nel luglio del 2010, ha segnato un passo importante nel solare termodinamico,

perché è stato il primo al mondo ad utilizzare i sali fusi come fluido termovettore, oltre che nei serbatoi di

accumulo, ed è stato il primo ad integrare un ciclo combinato a gas. È un impianto a collettori parabolici da

5 MW di capacità, con un campo solare da 30.000 m2 e un sistema di accumulo termico a doppio serbatoio.

è in grado di produrre 9 GWh all’anno sufficienti a soddisfare più di 4000 famiglie. Questa tecnologia,

sviluppata da ENEA, consente al fluido termovettore di raggiungere temperature di 550 °C, superiori a

quelle che raggiungono i convenzionali parabolic trough, ovvero al massimo 400 °C.

PROPRIETARIO IMPRESE/ENTI COINVOLTI

LUOGO TECNOLOGIA POTENZA (MW)

SUPERFICIE (m2)

INVESTIMENTO

Enel green Power

Archimede Solar Energy,

ENEA

Priolo Gargallo

(Siracusa)

Parabolic trough

5 30.000 60 mln €

Tabella 3.3 – Impianto di Archimede, caratteristiche principali

Da segnalare sono alcuni impianti a scopo sperimentale realizzati da altre imprese della filiera come FERA,

ma si tratta di impianti da massimo 1 MW, oppure alcune applicazioni di micro – CSP da centinaia di kW ma

non c’è ancora una diffusione commerciale neanche per gli impianti di questa taglia.

39

Elaborazioni ESTELA – European Solar Thermal Electricity Association


In Italia le imprese hanno avanzato alcune proposte interessanti che al momento sono in fase di sviluppo o

di autorizzazione. Sono elencate nella tabella 3.4.

Enel Green Power - Archetype

Il progetto di Archetype è stato sviluppato da un consorzio guidato da Enel Green Power e che coinvolge

l’ENEA come partner per la ricerca. Si tratta di un impianto a collettori parabolici da 30 MW, funzionante a

sali fusi come fluido termovettore e stoccaggio termico. Verrà realizzato nella provincia di Catania e

occuperà 140 ettari. L’investimento necessario è di circa 200 mln di euro, una volta a regime l’impianto

potrà produrre 125 GWh di energia elettrica all’anno e sarà accoppiato ad un sistema di dissalazione per

produrre acqua potabile.

Repower

Il gruppo Repower, in collaborazione con Reflex, produttrice di specchi, si propone di realizzare un impianto

da 12 MW a specchi parabolici a Gela, in Sicilia. Con una superficie occupata di 50 ettari e una superficie

captante di 135.600 m2 l’impianto, che prevede un sistema di accumulo con 10 ore di capacità, sarebbe in

grado di produrre 39 GWh all’anno.

FERA

Il gruppo FERA prevede un deciso sviluppo del solare termodinamico nei prossimi anni, è forte di 4 anni di

R&S con il progetto FREeSUN e detiene diversi brevetti depositati. È il leader italiano per la tecnologia

Fresnel. Ha già realizzato due impianti sperimentali in Sicilia e crede sia arrivato il momento di cominciare a

realizzare le prime centrali di potenza vere e proprie. Il primo impianto dimostrativo, a Noto da 400 kW

termici e il secondo, a Zavoli, è un impianto integrato CSP - biomassa da 200 kW elettrici, è il primo

impianto solare termodinamico integrato con fonte rinnovabile al mondo. Ha presentato un progetto da 1

MW che è in fase di iter autorizzativo in Sicilia ed un altro da 4 MW in Sardegna. Recentemente è stato

autorizzato un impianto da 1 MW sempre in Sardegna.

Albengoa Solar

La compagnia spagnola ha presentato un progetto per la costruzione di un impianto commerciale a torre

solare a Mazara di circa 50 MW. È stato individuato un terreno di 200 ettari ideale per l’applicazione di

questa tecnologia. L’investimento potrebbe creare 50 posti di lavoro diretti e ben 150 indiretti durante

l’operation & maintenance per 25 anni.

Ingeteam

Ingeteam ha individuato ben 6 aree, da 200 ettari ognuna, nella zona nord ovest della Sicilia. In ogni area da

200 ettari potrebbe realizzare degli impianti da 50 MW con importanti ricadute occupazionali. La fase di

costruzione di un impianto durerebbe 24 mesi con una media di 200 uomini al giorno impiegati. Al

momento ha elaborato dei progetti per 150 MW in Sicilia e uno per un impianto da 40 MW in Basilicata.

Energogreen renewables

La società, controllata dal gruppo Fintel Energia, ha presentato un progetto per una centrale solare

termodinamica dalla potenza di circa 30 MW con una superficie complessiva di 160 ettari e una superficie

captante di 662.000 m2 in un territorio dei comuni di Giave e Cossoine in provincia di Sassari. L’impianto

sarà a tecnologia parabolic trough con fluido termovettore a sali fusi e prevede un sistema di accumulo di

energia.


Turboden

Ha presentato lo studio di fattibilità per un impianto da 5 MW a specchi di Fresnel in Sicilia. Il campo solare

è realizzato in collaborazione con FERA, occuperebbe 10 ettari di terreno e avrebbe una superficie captante

di 49.490 m2. L’investimento complessivo sarebbe di quasi 21 milioni di €. Considerando la producibilità

media annua, un prezzo di vendita dell’energia di 90 €/MWh e i vari costi di funzionamento in esercizio, si

potrebbe avere un flusso di cassa netto positivo di più di 3 mln di € all’anno.

IMPRESA LUOGO TECNOLOGIA POTENZA (MW) SUPERFICIE OCCUPATA

(ha)

INVESTIMENTO (mln €)

Enel Green Power

Catania Parabolic trough 30 140 200

Repower Gela Parabolic trough 12 50 - FERA Sicilia Fresnel 1 - - FERA Sardegna Fresnel 5 - -

Albengoa Mazara Solar tower 50 200 - Ingeteam Sicilia Parabolic trough 190 1200 -

Energogreen Renewables

Sardegna Parabolic trough 30 160 -

Turboden Sicilia Fresnel 5 10 21 Tabella 3.4 – Progetti di CSP in Italia

Nella tabella 3.4 possiamo osservare le prime proposte avanzate dagli operatori che esprimono a grandi

linee il potenziale italiano del solare termodinamico nel breve medio termine.

Non tutte le proposte hanno lo stesso grado di avanzamento, alcune sono in fase di autorizzazione, altri

sono invece solo dei progetti ancora fermi. Lo sono per esempio i grandi impianti promossi da Albengoa e

Ingeteam, esprimono il potenziale di sviluppo nel territorio siciliano più che essere dei progetti concreti. Al

contrario le proposte di EGP, Energogreen e FERA sono in fase di autorizzazione e, in caso di esito positivo,

potrebbero concretizzarsi a breve.

È difficile fare previsioni, tuttavia il parere degli operatori è che i grandi impianti difficilmente verranno

realizzati, per i motivi legati all’impatto ambientale che possono avere. Per gli impianti di piccola taglia le

previsioni sono migliori, infatti alcuni di questi sono ad un buon punto del processo autorizzativo.

Dal momento che saranno soprattutto gli impianti di piccola e media taglia a caratterizzare il mercato

italiano, un ruolo importante potrà assumerlo la tecnologia degli specchi di Fresnel. Quest’ultima ha

sicuramente dei rendimenti più bassi, ma anche dei costi inferiori per la maggiore semplicità impiantistica.

Nei medi e grandi impianti è molto bassa l’aspettativa legata ai solar tower, per l’impatto ambientale

devastante dei ricevitori a torre, mentre qualche possibilità in più ce l’hanno i parabolic trough.

3.5 Principali progetti nel mondo

Come anticipato alcune righe sopra, il mercato del CSP è molto vivo e si appresta, nei prossimi mesi, ad

inanellare una serie di installazioni che portino un ulteriore salto di qualità.


Il paese che è più avanti, in questo senso,è il Nord America, che sfrutta la sua esperienza pluriennale in

questo settore e che negli ultimi anni, favorita dalla presidenza Obama, ha posto solide basi per uno

sviluppo futuro, e già nel corso del 2013 darà prova del suo potenziale.

I progetti di maggior rilievo sono Ivanpah e Solana, entrambi hanno raggiunto un ragguardevole stadio di

completamento e dovrebbero essere attivi entro la fine dell’anno.

La Spagna, seppur abbia quasi arrestato il suo progresso imperante, potrà portare a termine gli impianti la

cui costruzione è già stata avviata, mantenendo una posizione di rilievo anche per il futuro.

Nei prossimi anni, invece, si potranno affermare in maniera decisa in questo mercato paesi come India,

Cina, Sud Africa, le regioni del MENA (Middle East and North Africa) e Cile.

Nel seguito, per ogni paese o regione, vengono presentati e dettagliati maggiormente i progetti più

importanti.

3.5.1 USA

Ivanpah SEGS

È un complesso di 3 impianti a torre solare, due da circa 100 MW di potenza e uno da poco meno di 200

MW per un totale di 370 MW. È situato a Primm, in California e diventerà il primo grande impianto a torre

solare, dal momento che gli impianti con tale tecnologia attualmente funzionanti non superano i 30 MW e

insieme non totalizzano più di 100 MW. Oltretutto diventerà l’impianto operativo di taglia massima, visto

che ad oggi nessuno supera la soglia dei 50 MW di riferimento per i grandi impianti.

PAESE US

CITTA’ Primm, California STATO In costruzione POTENZA 370 MW INIZIO COSTRUZIONE

Ottobre 2010

INIZIO FUNZIONAMENTO

Ottobre 2013

TECNOLOGIA Solar tower IMPRESE BrightSource Energy, Google, NRG energy

Tabella 3.5 - Impianto Ivanpah, caratteristiche principali

Il campo solare è formato da 175.000 eliostati da 15 m2 ciascuno, che in totale coprono un’area di

riflessione di 2 600 000 m2. La torre è posta a 137 metri di altezza, non prevede sistemi di stoccaggio e

utilizza acqua come fluido termovettore; in caso di coperture nuvolose temporanee e per l’avvio è prevista

un’integrazione a gas naturale. Utilizza un sistema di dry - cooling ad aria, riducendo del 90% l’utilizzo di

acqua rispetto ad un impianto con sistema tradizionale di wet - cooling.

Il project developer è BrightSource Energy, un big in questo settore. Come accade quasi sempre in progetti

del genere di grande portata, vengono coinvolte più imprese a formare un consorzio che si aggiudica la gara

d’appalto. In questo caso l’EPC contractor è Bechtel Engineering, mentre NRG Energy si occuperà

dell’operation and maintenance. I fornitori principali sono Siemens per le turbine, Guardian per gli specchi,


Gestamp Solar Steel per le strutture di supporto, Cone Drive Gearing Solution per i sistemi di inseguimento

solare, Riley Power per il sistema ricettore.

Figura 3.17 - Veduta dell’impianto Ivanpah

L’investimento richiesto è di 2.2 miliardi di dollari, in gran parte finanziato dallo US Department of Energy

con un prestito garantito di 1,6 miliardi di $; il resto dell’investimento è coperto da NRG Energy per 300

milioni di $ e da Google per 168 milioni di $ nella forma di partecipazione al capitale azionario (equity) del

progetto. Durante il funzionamento l’impianto impiegherà stabilmente 86 lavoratori, nel corso della

costruzione, invece, il picco massimo di utilizzo vedrà impegnati ben 2100 operai. Nei 30 anni di vita

dell’impianto si stima che sarà di 650 milioni di $ il totale degli stipendi del personale impiegato.

L’impianto, una volta completato, sarà in grado di fornire energia elettrica a più di 140.000 famiglie in

California, raddoppiando quasi la produzione di energia elettrica da solare termodinamico degli USA. Inoltre

potrà evitare più di 13,5 milioni di tonnellate (nei 30 anni di vita) di emissioni di CO2, l’equivalente di 2,1

milioni di automobili.

Attualmente il progetto ha raggiunto l’84% di completamento.

Solana e Mojave Solar

Se dovessimo fare una classifica degli impianti in costruzione per importanza, al secondo posto

troveremmo sicuramente questo progetto. I parabolic trough rispondono ai solar tower con Solana, un

impianto da 280 MW complessivi, il più grande a collettori parabolici mai costruito (finora si era arrivato a

80 MW con un impianto SEGS negli USA).

Anche questo progetto ha preso il via nel 2010; la grossa differenza, oltre alla tecnologia su cui si basa, è

l’utilizzo di un sistema di stoccaggio a sali fusi per circa 6 ore. La realizzazione è curata da Albengoa Solar,


multinazionale spagnola attualmente numero uno al mondo nel settore del CSP; si trova in Arizona, a 70

chilometri da Phoenix.

PAESE US

CITTA’ Phoenix, Arizona STATO In costruzione POTENZA 280 MW INIZIO COSTRUZIONE

Dicembre 2010


Agosto 2013

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE Albengoa Solar

Tabella 3.6 - Impianto Solana, caratteristiche principali

L’impianto copre 1257 ettari e sarà in grado di produrre 944 GWh di energia elettrica. Il project developer

è Albengoa, i fornitori sono anch’essi i leader di mercato dei rispettivi componenti, e sono Rioglass per gli

specchi, Schott Solar per i tubi ricevitori. In questo caso il sistema di pulizia è di tipo wet, ovvero ad acqua.

L’investimento è nell’ordine dei 2 miliardi di $, impiega circa 1700 lavoratori durante la costruzione, 60 per

il funzionamento corrente. Al finanziamento partecipa il dipartimento dell’energia federale (DOE) con un

prestito garantito di 1,45 miliardi di $, Santander partecipa al capitale di rischio per 125 milioni di $.

L’impianto garantirà la fornitura di energia elettrica a 80.000 famiglie, evitando l’emissione di 544.000

tonnellate di CO2, corrispondenti a 105.000 automobili, se confrontato con un pari impianto a gas

naturale.

Albengoa Solar sta portando avanti un progetto simile, per portata e tecnologia, in California, ad Harper Dry

Lake, il Mojave Solar da 250 MW. Il termine previsto è dicembre 2013, dovrebbe produrre 600 GWh

all’anno. I partner commerciali sono gli stessi del Solana project.

PAESE US

CITTA’ Harper Dry Lake, California STATO In costruzione POTENZA 250 MW INIZIO COSTRUZIONE


Dicembre 2013

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE Albengoa Solar

Tabella 3.7 - Impianto Mojave, caratteristiche principali


3.5.2 SPAGNA

In quanto a impianti in costruzione la Spagna passa al secondo posto, seconda solo agli USA. Questo è

frutto dell’ondata di investimenti che ha investito il paese, in questo settore, negli ultimi anni, e che aveva

posto la Spagna in una posizione, fino a poco fa, quasi inattaccabile.

L’ascesa molto incisiva di altri paesi e il contemporaneo freno messo dalle autorità spagnole hanno

ribaltato la situazione, gettando ombre sul futuro del settore. Il nuovo governo spagnolo ha mostrato una

tendenza opposta, rispetto al precedente, sulla politica energetica del paese e si può riassumere così: stop

alle rinnovabili, sì al nucleare. Questa nuova politica ha portato all’approvazione di un decreto il 31

dicembre 2012 (data non casuale) che potrebbe mettere in ginocchio il settore. Il decreto prevede infatti la

possibilità, da parte del governo, di sospendere le tariffe incentivanti (previste in 0,27 € per kWh) per gli

impianti che non terminassero la realizzazione entro la data stabilita della “fase 4” ovvero il 31 dicembre

2013. Attualmente 9 sono gli impianti in costruzione, otto dovrebbero essere terminati entro la fine del

2013, ma alcuni di essi potrebbero avere problemi a rispettare tale data. Non è infrequente, come del resto

in tutte le grandi opere, assistere a dei ritardi nella costruzione degli impianti. Altri progetti in corso hanno

già fallito la deadline della fase 3, e altri pianificati non riusciranno mai a rispettarla. Il decreto prevede,

inoltre, l’aumento della tassazione su questi impianti, per una pressione fiscale stimata in circa il 22%.

Appare ovvio come queste misure, oltre che ad azzerare le prospettive future del settore delle rinnovabili,

mettono a serio rischio la fattibilità finanziaria dei numerosi progetti in corso, con un forte rischio

fallimento.

In totale sono 11 gli impianti in costruzione; tra questi uno è a scopo dimostrativo con tecnologia dish

Stirling da 1 MW, gli altri rispecchiano lo standard affermato nel paese, ovvero l’impianto da 50 MW a

parabolic trough.

In totale si parla di 501 MW messi a rischio dal nuovo contesto normativo, altri 100 MW erano già stati

pianificati per i prossimi anni.

NOME POTENZA (MW) TECNOLOGIA

Arenales 50 Parabolic trough Caceres 50 Parabolic trough

Casa del Angel Termosolar (Casas de los Pinos)

1 Dish stirling

Casablanca 50 Parabolic trough Enerstar Villena 50 Parabolic trough

Extresol 3 50 Parabolic trough Olivenza 1 50 Parabolic trough Solaben 1 50 Parabolic trough Solaben 6 50 Parabolic trough

Termosol 1 50 Parabolic trough Termosol 2 50 Parabolic trough

Tabella 3.8 - Impianti attualmente in costruzione in Spagna


3.5.3 INDIA

Jawaharlal Nehru National Solar Mission

Il Jawaharlal Nehru è un’iniziativa importante del Governo dell’India con un’attiva partecipazione dello

stato per promuovere lo sviluppo ecologicamente sostenibile del paese. Gioca un ruolo fondamentale, in

India, per combattere i temi legati al cambiamento climatico, con riflessi importanti su tutto il globo.

L’obiettivo di questo programma è di portare l’India ad essere un leader globale nell’energia solare,

creando le condizioni politiche per una diffusione a larga scala nel più breve tempo possibile. Il programma

è strutturato su tre fasi dal 2012 al 2022; al termine di ognuna avviene una valutazione dello stato di

avanzamento e una eventuale revisione degli obiettivi e delle capacità delle fasi susseguenti, basata sui

trend tecnologici e di costo che si sviluppano negli anni, sia a livello domestico che globale. Questa modalità

mira a proteggere il Governo da una esposizione nei sussidi nel caso in cui la riduzione dei costi non segua

l’andamento previsto. La prima fase è già partita ed è stata focalizzata sulla ricerca dei vantaggi offerti

dall’energia solare e sulla promozione di impianti che rafforzino l’attuale rete o che portino l’energia in

quelle zone del paese che non sono coperte dalla rete. Nella seconda fase si prevede un aumento

aggressivo della capacità produttiva che ponga le condizioni per uno sviluppo di grande scala e competitivo

diffuso in tutto lo stato.

Questa “solar mission” è importante sia per l’India che per l’industria del CSP, tant’è che ha portato ad

avviare la costruzione di ben 8 nuovi impianti per un totale di 495 MW di potenza, mentre alti due impianti

per 110 MW complessivi sono già stati pianificati per i prossimi anni.


Abhijeet 50 Parabolic trough Diwakar 100 Parabolic trough

Godawari Green Energy 50 Parabolic trough Gujarat 20 Parabolic trough

Gujarat Solar One 25 Parabolic trough KVK Energy 100 Parabolic trough

Megha Engineering 50 Parabolic trough Rajasthan Sun Technique -

Dhursar 100 Fresnel

Tabella 3.9 - Impianti CSP attualmente in costruzione in India

Impossibile non notare come l’India punti con decisione, almeno per il momento, sulla tecnologia parabolic

trough per quasi tutti i propri impianti. Importante è anche il fatto che si punti molto ad impianti di grande

potenza (100 MW) a testimoniare la volontà di creare un sistema diffuso di supporto alla rete. L’India negli

ultimi mesi ha così attratto l’interesse dei maggiori player internazionali e delle associazioni del settore. A

testimonianza di ciò è prevista una conferenza organizzata dall’associazione di riferimento del settore, CSP-

today, a marzo a Nuova Delhi.


Rajasthan Sun Technique – Dhursar

Si tratta dell’impianto a specchi di Fresnel più grande mai costruito fino ad ora. Questa tecnologia, infatti, è

ad uno stadio di sviluppo ancora prematuro, soprattutto per i grandi impianti. Le performance tecnologiche

fanno pensare ad un utilizzo dei collettori lineari per applicazioni di piccola-media taglia; fino ad ora, infatti,

l’unico impianto di dimensioni paragonabili agli altri grandi impianti è quello di Puerto Errado 2, da 30 MW,

realizzato da Novatec Solar in Spagna.

L’impianto di Dhursar sarà dunque un importante banco di prova per i collettori Fresnel, per capire se

possano avere un ruolo competitivo anche negli impianti di grossa taglia.

PAESE India

CITTA’ Dhursar, Jaisalmer, Rajasthan STATO In costruzione POTENZA 100 MW INIZIO COSTRUZIONE


Marzo 2013

TECNOLOGIA Fresnel IMPRESE Reliance Power

Tabella 3.10 - Impianto Rajastan Sun Technique-Dhursar, caratteristiche principali

La realizzazione dell’impianto è opera di Areva, multinazionale francese che opera nel campo dell’energia,

che fa sia da project developer che da EPC contractor. L’investimento è finanziato da un consorzio di

banche.

3.5.4 CINA

Anche la Cina si sta dimostrando tra i paesi più impegnati e più promettenti nell’industria del solare

termodinamico, grazie alla forte spinta e al commitment delle istituzioni. Se prendiamo in considerazione

gli impianti in costruzione, la Cina è al secondo posto tra i paesi emergenti con 6 cantieri che insieme

totalizzano 256 MW.


CPI Golmud Solar Thermal Power Plant

100 Parabolic trough

Delingha Supcon Tower Plant 50 Solar tower Himin Solar Fresnel Demo Plant 2,5 Fresnel Huaneng Sanya 1,5 Fresnel Ningxia ISCC 92 Parabolic trough-ISCC Yumen Gansu Solar Thermal Pilot Plant

10 Parabolic trough

Tabella 3.11 - Impianti CSP attualmente in costruzione in Cina

Se escludiamo i due impianti sperimentali a specchi di Fresnel si tratta esclusivamente di impianti di grossa

taglia. Dal punto di vista tecnologico rispecchiano le quote di mercato internazionali, con solo un 15% circa

riservato ai solar tower e il resto fagocitato dai parabolic trough.


Anche in Cina si ha evidenza di un percorso tracciato e promosso dalle istituzioni del paese. Ad aprile si

svolgerà a Pechino il terzo summit sull’industria del CSP, che cercherà di analizzare lo stato dell’industria

solare del paese, cercando di capire la situazione del mercato, il trend delle politiche e le opportunità

future.

Ad oggi altri 4 impianti da 50 MW ciascuno sono stati pianificati per i prossimi anni. Questo, unito alle

precedenti considerazioni, pone il paese in una posizione di rilievo nell’industria del CSP per l’avvenire.

Ningxia ISCC

Non diventerà il più grande impianto cinese (con i suoi 92 MW è inferiore ai 100 MW del CPI Golmud Solar

Thermal Power Plant) ma è un esempio importante di impianto integrato. Con ISCC (Integrated Solar

Combined Cycle) si intendono impianti di produzione di energia elettrica che utilizzano un campo solare a

collettori parabolici per aggiungere vapore ad un impianto a ciclo combinato funzionante a gas. Quello degli

impianti ISCC è un ulteriore via di sbocco per il CSP, e l’impianto di Ningxia ne è l’esempio principale con il

suo investimento da 2,3 miliardi di yuan.

PAESE Cina

CITTA’ Yinchuan, Ningxia STATO In costruzione POTENZA 92 MW INIZIO COSTRUZIONE

Ottobre 2011


Ottobre 2013

TECNOLOGIA Parabolic trough – ISCC IMPRESE Hanas New Energy Group

Tabella 3.12 - Impianto Ningxia ISCC, caratteristiche principali

3.5.5 SUD AFRICA

L’impegno da parte del Sud Africa nel solare termodinamico rientra nel programma REIPP (Renewable

Energy Independent Power Producer Procurement Programme) con il quale intende sfruttare al massimo

l’enorme potenziale del paese nelle rinnovabili. Gli obiettivi del programma sono molto ambiziosi, si parla

di 10.000 GWh di energia garantita da fonti rinnovabili, per 3.725 MW di potenza. Si ritiene che il CSP possa

contribuire a raggiungere tali obiettivi e alcuni progetti sono già stati avviati, con due impianti da 100 e 50

MW in costruzione.

I due impianti, realizzati dalla spagnola Albengoa, porteranno enormi benefici alla popolazione della

regione di Capo Nord, sia dal punto di vista economico che da quello ambientale. Albengoa sarà

proprietaria del 51% di ogni progetto, mentre il restante 49% sarà della società statale IDC (Industrial

Development Corporation).

Entrambi i progetti rappresentano un investimento totale di circa 1 miliardo di €.



Kaxu Solar One 100 Parabolic trough Khi Solar One 50 Solar tower

Tabella 3.13 - Impianti CSP attualmente in costruzione in Sud Africa

Khi Solar One

Khi Solar One presenta importanti vantaggi tecnologici in efficienza, grazie alle temperature molto alte

raggiunte nel processo. È il risultato degli ultimi risultati della ricerca nelle torri solari che utilizzano vapore

surriscaldato; utilizzerà inoltre l’avanzato sistema dry cooling che riduce l’utilizzo di acqua dell’80%.

Occuperà un’area di 600 ettari, con una media di 600 lavoratori durante la costruzione e 35 permanenti

durante il funzionamento ordinario. Prevede un sistema di storage di 2 ore di autonomia. Si stima una

produzione di 190.000 GWh di energia.

PAESE Sud Africa

CITTA’ Upington, Capo Nord STATO In costruzione POTENZA 50 MW INIZIO COSTRUZIONE

Novembre 2012


Giugno 2014

TECNOLOGIA Solar tower IMPRESE Albengoa

Tabella 3.14 - Impianto Khi Solar One, caratteristiche principali

Il campo solare è formato da 4500 eliostati (Rioglass) con un’apertura di 120 m2, per un’area riflettente

totale di 580.000 m2. La torre è posta a 200 metri di altezza e usa vapore come fluido termovettore. Il

sistema di stoccaggio, di 3 ore, utilizza vapore saturo. Interessante il finanziamento dell’investimento (circa

450 milioni di $) effettuato da un consorzio di banche in questo caso istituzionali, come la Banca Mondiale e

la Banca Europea per gli Investimenti (EIB).

Kaxu Solar One

Kaxu Solar One è un impianto a parabolic trough da 100 MW, con una capacità di stoccaggio di 3 ore,

occupa 1100 ettari di superficie. Sarà in grado di evitare l’emissione di 315.000 tonnellate di CO2 (183.000

quelle dell’altro impianto) ogni anno. Saranno 800 i lavoratori impegnati in media durante la costruzione,

35 dovranno garantire il funzionamento una volta completato.

È un impianto con una potenzialità di 320.000 GWh. Gli specchi, forniti da Rioglass, costituiscono un’area di

800.000 m2. I tubi ricevitori sono forniti da Schott Solar, il fluido termovettore è olio diatermico. Prevede un

sistema di stoccaggio di 2,5 ore formato da due serbatoi a sali fusi. L’investimento, 860 milioni di $, è

coperto parzialmente dalla Banca Mondiale e da altri istituti di credito.


PAESE Sud Africa

CITTA’ Pofadder, Capo Nord STATO In costruzione POTENZA 100 MW INIZIO COSTRUZIONE

Novembre 2012


Giugno 2014

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE Albengoa

Tabella 3.15 - Impianto Kaxu Solar One, caratteristiche principali

L’impegno del Sud Africa nel CSP non si ferma a questi due impianti in costruzione; altri 4 impianti sono già

stati pianificati e sono in fase di sviluppo, una volta compiuti aggiungeranno altri 280 MW di potenza. Il

caso del Sud Africa è interessante dal punto di vista tecnologico perché, a differenza degli altri paesi, punta

indifferentemente su tutte 3 le tecnologie a disposizione con 2 impianti per ogni tipo, anche se sono

leggermente diverse le potenze in gioco (150 MW solar tower e parabolic trough, 130 Fresnel). Sarà

dunque importante confrontare le 3 tecnologie sullo stesso territorio e poter fare dei confronti attendibili

tra i vari impianti in termini di prestazioni e costi.

3.5.6 MIDDLE EAST AND NORTH AFRICA – MENA

Le regioni del MENA potranno svolgere a breve un ruolo determinante nel settore del CSP per una serie di

fattori. Si tratta dei paesi ai confini tra Europa ed Asia e del Nord Africa, i quali godono di una quantità

immensa di insolazione e sono fatti da molte aree desertiche inutilizzabili per l’agricoltura. Il potenziale per

l’energia solare è dunque sconfinato, la domanda di energia elettrica è in crescita, i prezzi delle tecnologie

solari in discesa, se a tutto ciò si aggiungono delle corrette politiche normative si potrebbe creare un vero e

proprio “hub” per l’espansione del solare.

È noto come queste regioni siano molto ricche di combustibili fossili, risorse che costituiscono la principale

ricchezza di questi paesi. È altrettanto noto ai loro leader che si tratta di risorse scarse, destinate ad

esaurirsi sempre più velocemente con la crescita della popolazione, motivo per il quale sono alla ricerca di

risorse alternative che garantiscano lo sviluppo sostenibile. Tra le rinnovabili, il CSP è la tecnologia che,

grazie alla dispacciabilità, può garantire una produzione on-demand, se accompagnata da un sistema di

accumulo, quasi come un impianto a gas naturale. La grande disponibilità di risorse naturali spiana il campo

agli impianti ibridi (magari come modifica di impianti esistenti) come possibili “starter” di questo processo

di conversione alle rinnovabili.

Il fotovoltaico, dal canto suo, può vantare un livello di costo più basso, con un LEC già competitivo con le

fonti tradizionali. Una soluzione allettante prospettata per queste regioni è la combinazione delle due

tecnologie, con il fotovoltaico in grado di garantire i picchi di domanda giornalieri più facilmente, e il CSP a

garantire, con la sua dispacci abilità, la domanda quando il sole è tramontato.


Nonostante le ottime premesse, al momento i paesi non sono ancora passati dalle promesse ai fatti, anche

se le mosse recenti fanno ben sperare per il futuro. Al momento sono solo 3 gli impianti ibridi che integrano

il CSP ad un impianto a gas naturale (Algeria, Egitto e Marocco), ma coprono solo una piccola porzione della

potenza totale.

Molti sono i soggetti, locali e internazionali, che guardano con molto interesse al potenziale di questa

regione. Altrettanti sono i progetti che rivelano la loro natura ambiziosa. Il più importante è Desertec, un

progetto alquanto visionario, che punta a stabilire un network tra CSP, PV ed eolico nelle regioni del MENA

ed esportare l’elettricità prodotta in Europa tramite cavi sottomarini ad alto voltaggio. L’iniziativa è

promossa parallelamente dalla Desertec Industrial Initiative e dalla no-profit Desertec Foundation.

Attualmente una joint venture tra Masdar, Albengoa e Total sta realizzando un impianto CSP negli Emirati

Arabi Uniti da 100 MW, con tecnologia parabolic trough, nominato Shams 1.

NurEnergie sta sviluppando un mega impianto da 2 GW in Tunisia.

Il Marocco ha sviluppato un piano nazionale di espansione dell’energia solare, con un obiettivo di ben 2 GW

entro il 2020, che consenta la copertura di una buona fetta del fabbisogno energetico con le rinnovabili;

spinto probabilmente dalla carenza di combustibili fossili e dall’alto costo di importazione di essi. Sono stati

individuati 5 siti: Ouarzazate, Ain Bni Mathar, Foum Al Oued, Boujdour and Sebkhat Tah. Grandi aspettative

riveste il progetto di Ouarzazate, nel quale si intendono realizzare, in fasi successive, 3 grossi impianti per

un totale di ben 460 MW.

A frenare, per il momento, l’espansione del mercato ci sono alcuni fattori. Innanzitutto la scarsezza di

strutture di trasmissione di rete nelle regioni distanti dai maggiori centri abitati che richiedono ulteriori

investimenti. Inoltre la mancanza di un mercato solare comporta l’assenza di personale qualificato in grado

di costruire gli impianti, tema al quale stanno lavorando istituti accademici e centri di ricerca. Un ulteriore

fonte di preoccupazione è riservata dall’instabilità politica che ha caratterizzato alcuni di questi paesi nel

recente passato. Gli operatori del settore sono concordi nel sostenere che è indispensabile, in ogni caso,

l’attivazione di nuove politiche e regole che permettano lo sviluppo del mercato. Il Marocco ha già

compiuto questo passo e altrettanto ci si aspetta nei prossimi mesi da Arabia Saudita e Dubai.

Desertec Industrial Initiative – DII

Desertec consiste in una visione ad ampio spettro che intende fornire una larga parte del mondo con

un’energia sostenibile, sfruttando l’enorme potenziale del deserto. È un consorzio di industrie private che

lavorano insieme per diffondere questa visione in Europa , Medio Oriente e Nord Africa (EUMENA).

L’iniziativa è nata nel 2009 con 13 firmatari; da allora si è allargata e ora conta 55 membri tra imprese

private e istituzioni, tra cui la fondazione no-profit DESERT. Attualmente più di 30 persone lavorano

nell’ufficio centrale, a Monaco di Baviera. Dii ha anche 2 sedi in Marocco e Tunisia.

I deserti delle regioni del MENA offrono condizioni di irradiazione eccellente per impianti di grande scala

solari o eolici. Innanzitutto la potenza generata si intende usarla prima di tutto per rispondere alle necessità

delle popolazioni locali, ma le grandi potenzialità, se sfruttate appieno, potrebbero consentire

l’esportazione dell’energia in Europa. L’obiettivo principale è creare un vero e proprio mercato dell’energia


rinnovabile in queste regioni. Dii agirebbe come sviluppatore, promotore e intermediario stabilendo delle

collaborazioni di partnership tra gli operatori del settore e i rappresentanti politici locali e internazionali. Lo

scopo va dunque oltre la protezione dell’ambiente e del clima, ma soprattutto va allo sviluppo industriale,

agli investimenti, alla creazione di posti di lavoro e al trasferimento di conoscenza e know-how in queste

regioni, carenti di tali risorse.

Figura 3.18 - Rappresentazione del progetto Desertec

Nello specifico, i principali obiettivi sono:

- La creazione di un clima favorevole agli investimenti, per lo sviluppo tecnologico ed economico è

indispensabile garantire un quadro normativo adeguato, che possa attirare l’interesse esterno e

quindi gli investimenti in energie rinnovabili e nelle reti di connessione;

- L’avvio di alcuni progetti selezionati di riferimento che abbiano una valenza dimostrativa sulla

fattibilità e sulla riduzione dei costi dell’energia;

- Lo sviluppo e l’implementazione di una strategia di lungo periodo (con orizzonte 2050) che

comprenda un percorso di finanziamenti e investimenti.

Desertec foundation

La fondazione Desertec, un’organizzazione no-profit, ha come missione combattere il cambiamento

climatico e assicurare l’approvvigionamento di un’energia sicura e sostenibile. Cambia leggermente la

prospettiva ma gli obiettivi e l’idea di fondo non cambiano, sono due facce della stessa medaglia. Desertec

non pone limiti o restrizioni alle forme di energia, vanno bene tutte le rinnovabili, sia a livello centralizzato

che decentrato. Tuttavia, in un contesto come quello del deserto, il CSP può avere un ruolo di primo piano,

grazie alla sua capacità di fornire energia on-demand giorno e notte, purché opportunamente strutturato.

La condizione ideale sarebbe un giusto mix tra eolico e fotovoltaico, di più facile implementazione, e il CSP,


che può essere inteso come complementare a queste due perché in grado di sostenere la domanda quando

il sole viene meno.

Grazie agli innovativi cavi di trasmissione ad alto voltaggio è oggi possibile trasportare l’energia elettrica a

grandi distanze e con perdite minime (3% ogni 1000 km); visto che il 90% della popolazione mondiale vive

entro 3000 km dai deserti, il concetto di Desertec può essere applicato in tutto il mondo: Americhe,

Australia, India, Asia.

Il tipo di tecnologia utilizzata dipende dalle circostanze del luogo, oltre che dalle volontà di investitori e

governanti. Il termodinamico, in questo quadro concettuale, può svolgere un ruolo di protagonista per

diversi motivi. Nelle regioni desertiche vicino alla costa, gli impianti possono essere combinati ad un

processo di desalinizzazione dell’acqua, producendo acqua potabile oltre che elettricità. Le ultime

innovazioni tecnologiche vanno incontro a queste applicazioni, perché i sistemi di raffreddamento ad aria e

sistemi di pulizia dry, permettono un risparmio consistente di acqua, fondamentale nell’entroterra dove

tale risorsa è scarsa.

Attualmente un impianto da 250 MW con air cooling e sistemi di accumulo può costare 1 miliardo di €

circa; a parità di potenza un investimento decisamente superiore al fotovoltaico. Occorre però considerare

che ciò vale solo per alcune ore ogni giorno, ovvero nelle ore di massima insolazione. Un impianto

termodinamico lavora a piena capacità tutto il giorno, così che la resa energetica può essere tre volte tanto

quella raggiunta dal fotovoltaico. Se le autorità sapranno intercettare questo concetto, saranno ben liete di

incentivare la diffusione di questa tecnologia; una volta superato lo scoglio iniziale, una produzione estesa

di tali impianti potrebbe accelerare la riduzione dei costi, il progresso tecnologico, la competitività di queste

soluzioni.

C’è ancora un certo margine di incertezza sulle prospettive future del CSP, tuttavia molti operatori sono

concordi nel supporre che se le resistenze saranno superate e si procederà alla diffusione di tale tecnologia,

in meno di dieci anni si potrebbe arrivare a livelli di forte competitività con le fonti fossili. In altri termini,

intorno al 2020 si potrebbe raggiungere la grid-parity.

3.5.7 MAROCCO

Nel maggio 2011 è stato firmato un accordo tra Dii e MASEN (Maroccan Agency for Solar Energy) con lo

scopo comune di sviluppare grandi progetti solari in Marocco. Nello specifico si vuole dimostrare la

fattibilità dell’esportazione dell’energia prodotta utilizzando dei cavi esistenti tra il Marocco e la Spagna. La

collaborazione di questi enti è fondamentale, MASEN si occupa delle attività sul territorio nello sviluppo dei

progetti e nell’identificazione dei luoghi, Dii fa da promotore fornendo la sua esperienza nel valutare la

fattibilità di un progetto. Il progetto messo in atto prevede la realizzazione di 500 MW di energia

rinnovabile per un investimento di circa 2 miliardi di €.

Attualmente il Marocco importa il 20% del suo fabbisogno energetico, e il suo consumo aumenta

annualmente del 7%. In seguito a queste iniziative, il paese dovrà aumentare l’autoproduzione per evitare

l’importazione e, contemporaneamente, cambiare il mix che attualmente vede solo il 30% delle rinnovabili.


Il Maroccan Solar Plan è una strategia nazionale che prevede di raggiungere una capacità di 2000 MW entro

il 2020; un piano sì ambizioso che prevede un forte cambiamento legislativo e la creazione di fondi dedicati.

Al fine di raggiungere tale scopo è stata creata appositamente nel 2010 l’agenzia nazionale per l’energia

solare (MASEN) per la promozione dei progetti nazionali e internazionali.


Ouarzazate 160 Parabolic trough Ouarzazate 2 100 Solar tower Ouarzazate 3 200 Parabolic trough

Tabella 3.16 - Impianti in costruzione e programmati per il complesso di Ouarzazate in Marocco

Per ora solamente il mega progetto di Ouarzazate è stato delineato, ma altri siti sono già stati individuati.

Ouarzazate

È il luogo scelto dalle autorità marocchine per il primo impianto CSP che rientra nel piano solare nazionale.

La capacità totale prevista è di 500 MW. La prima fase da 160 MW è già stata attivata, grazie anche al

prestito da 297 milioni di $ concesso dalla Banca Mondiale nel novembre 2011. Al finanziamento

contribuiscono anche la Banca per lo Sviluppo Africano, la Banca Europea per gli Investimenti, la German

Kreditanstalt für Wiederaufbau, l’ Agenzia Francese dello Sviluppo e MASEN per un totale di 1,4 miliardi di

$. I partecipanti alla gara d’appalto per la prima fase sono stati invitati da MASEN nel 2010 e solo nel

settembre 2012 è stato annunciato il vincitore, un consorzio guidato da ACWA Power International.

PAESE Morocco

CITTA’ Ouarzazate STATO In sviluppo POTENZA 160 MW INIZIO COSTRUZIONE

Fine 2012


Aprile 2015

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE ACWA, Aries, MASEN, TSK

Tabella 3.17 - Impianto di Ouarzazate, caratteristiche principali

Il campo solare è costituito da collettori solari forniti da Sener; prevede un sistema di stoccaggio a doppio

serbatoio a sali fusi con capacità di 3 ore. Sener, uno dei grandi player del settore, oltre che fornitore dei

componenti chiave, svolge il ruolo di EPC contractor assieme ad Acciona e TSK. ACWA, Aries e TSK sono i

project developer. ACWA, in particolare, è una società dell’Arabia Saudita che opera come sviluppatore di

grandi progetti energetici e ha interessi nelle regioni nordafricane e nel Medio Oriente. È prevista una

tariffa incentivante della durata di 25 anni pari a 1,62 dirhams (0,1869 $). L’energia solare è stimata in 2635

kWh/m2 all’anno.


3.5.8 TUNISIA

In Tunisia è attiva una collaborazione tra un ufficio della Dii e STEG Energies Renouvelables, sussidiaria

dell’utility di stato, i quali stanno lavorando sulla fattibilità di nuovi impianti. Lo studio verte sul solare e

sull’eolico, con un’analisi dei requisiti tecnici e normativi necessari alla produzione e all’esportazione

dell’energia nei paesi limitrofi. L’obiettivo è identificare dei progetti di CSP o fotovoltaico per un volume

totale di 1 GW, collegandosi all’Italia per la trasmissione in Europa.

Il piano solare promosso dalle autorità tunisine prevede un target di 4,7 GW di capacità energetica

sostenuta da fonti rinnovabili entro il 2030. Attualmente le rinnovabili coprono solo il 2% del fabbisogno

con un parco eolico da 50 MW; sono in atto studi di fattibilità per nuovi progetti, tra cui spicca il

mastodontico campo solare da 2000 MW di TuNur.

TuNur

È un progetto ancora in una fase iniziale di sviluppo e, vista la portata fuori dal comune, è difficile fare delle

previsioni sui tempi di realizzazione, sebbene saranno sicuramente piuttosto lunghi. TuNur è la sintesi di tre

progetti in uno:

- Costruzione di un impianto di CSP con una capacità di 2 GW;

- La realizzazione di un cablaggio sottomarino dalla Tunisia all’Italia ad alto voltaggio (HVDC-High

Voltage Direct Current);

- La vendita di elettricità in Europa, una volta “sbarcata” in Italia l’energia potrà essere distribuita ad

altri paesi europei come Germania, Svizzera, Francia e Regno Unito.

La costruzione non è stata ancora avviata e nemmeno si conosce quando potrà cominciare. L’area è stata

individuata, si tratta di 10.000 ettari, rappresenta lo 0,06 % della superficie della Tunisia e meno dello 0,2%

della superficie desertica.

Figura 3.19 - Rappresentazione del progetto TuNur


È stata scelta la tecnologia solar tower perché lavorando ad una temperatura maggiore risulta più

efficiente, soprattutto in un’area desertica come il sahara; inoltre il LEC delle torri solari è quello che sta

scendendo più degli altri ad un tasso competitivo. Gli eliostati hanno anche un minore impatto ambientale

sulla vegetazione desertica; il sistema dry cooling si sposa con il limitato bisogno di acqua.

PAESE Tunisia

CITTA’ Qibili STATO In sviluppo POTENZA 2000 MW INIZIO COSTRUZIONE

Nd


Nd

TECNOLOGIA Solar tower IMPRESE Glory Clean Energy, Nur Energie, TOP Oilfield

Services Tabella 3.18 - Impianto di TuNur, caratteristiche principali

3.5.9 ARABIA SAUDITA

Il Regno dell’Arabia Saudita è portatore del programma per le energie rinnovabili probabilmente più

ambizioso del pianeta. Il K.A.CARE, infatti, pone un obiettivo senza precedenti con 54 GW di potenza

installata entro il 2032. Il fondamento economico sul quale si basa tale programma è il valore del petrolio

risparmiato e lo sviluppo della catena del valore del paese. Le gare competitive per la selezione dei progetti

si baseranno sulla convenienza economica e non solo, e prenderanno in considerazione diverse tecnologie.

Il processo di selezione, in fasi successive, è ritenuto fondamentale, tant’è che si pensa possa durare i primi

2-3 anni del programma. È un piano molto vasto di sviluppo, nel quale la prima fase riguarda una

rimodulazione del mix energetico a favore delle rinnovabili; in tale contesto le risorse sostenibili ritenute

più adatte sono fotovoltaico e solare termodinamico. Nel piano strategico 2032 è previsto che gli

idrocarburi continuino a contribuire in buona parte al fabbisogno energetico del paese, ma la novità sta

nella quota parte del mix relativa alle rinnovabili che si allarga prepotentemente. Il solare dovrebbe

garantire 41 GW di potenza, 25 dei quali saranno opera del CSP.

Nello specifico, a breve termine saranno avviate due gare d’appalto per 900 MW e 1200 MW.

3.5.10 EMIRATI ARABI UNITI

Anche gli Emirati Arabi, come le altre regioni del MENA, stanno assistendo ad una rapida crescita della

domanda interna di energia. Motivo per cui le autorità stanno riflettendo sul fatto di poter rimodulare il

mix energetico, sfruttando le risorse del paese, che renda questa crescita sostenibile. Uno studio del Centro

Aerospaziale Tedesco a dimostrato come il sole che colpisce il paese potrà essere in grado di provvedere al

50% della domanda interna entro il 2050. Ma l’importanza del solare va ben oltre il soddisfacimento della

domanda interna; darebbe al paese l’opportunità di preservare gas e petrolio con l’opzione di dilatarne la


vendita nel tempo ad un prezzo crescente, inoltre sarebbe una ghiotta opportunità di creare nuovi posti di

lavoro. La strategia che le autorità arabe intendono applicare è sostanzialmente quella di sfruttare le

potenzialità del solare per il fabbisogno energetico interno e risparmiare così petrolio e gas naturale per

aumentarne l’export.

Un impedimento allo sviluppo di impianti a fonti rinnovabili di grande scala è dato dall’attuale tariffa

energetica, tenuta bassa dalla grande disponibilità di gas naturale di queste regioni. Un passaggio alla

produzione di energia rinnovabile comporterebbe un onere pesante da parte del Governo per tenere il

costo dell’energia al livello corrente. Un secondo freno alla diffusione delle rinnovabili è la mancanza di un

piano generale dell’energia, mentre per ora è frammentato nei vari paesi che seguono una strategia propria

in maniera indipendente.

Shams 1

Al fine di raggiungere tale scopo, Abu Dhabi ha creato nel 2006 Masdar, una compagnia a controllo statale

che intende avere un ruolo di leadership nel mercato mondiale delle rinnovabili. La compagnia è già attiva

con la costruzione di un impianto CSP da 100 MW a Madinat Zayed, nella parte occidentale di Abu Dhabi.

L’impianto, Shams 1, con la tecnologia parabolic trough coprirà un’area di 2,5 km quadrati. L’idea degli

sviluppatori è di estenderla successivamente a 6,5 km quadrati raggiungendo una potenza di ben 2000 MW.

L’impianto è realizzato dalla compagnia governativa Masdar con la collaborazione di Albengoa, leader del

settore, e di Total. Permetterà di risparmiare 175.000 tonnellate di CO2 ogni anno, l’equivalente di piantare

1,5 milioni di alberi o di ritirare 15.000 automobili. L’energia prodotta raggiungerà almeno 20.000 abitazioni

e da sola contribuirà al 7% del fabbisogno del paese entro il 2020. Il campo solare è fatto da 258.048

specchi per una superficie captante totale di 627.840 m2. Non prevede nessun sistema di stoccaggio,

dispone di un sistema di wet cooling e di un sistema di backup a gas naturale.

Figura 3.20 - Veduta dell’impianto di Shams 1


PAESE United Arab Emirates

CITTA’ Medinat Zayed, Abu Dhabi STATO In costruzione POTENZA 100 MW INIZIO COSTRUZIONE

Giugno 2010


Febbraio 2013

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE Albengoa Solar, Masdar, Total

Tabella 3.19 - Impianto di Shams 1, caratteristiche principali

3.5.11 ISRAELE

Lo stato di Israele con i suoi 421 MW pianificati si pone in una posizione di riferimento per il futuro del

termodinamico. Un balzo in avanti imponente se si considera che al momento il paese conta alcuni impianti

sperimentali che totalizzano pochi MW e, in pochi mesi, ha annunciato diversi impianti di grossa taglia.


Ashalim 1 121 Solar tower Ashalim 2 120 Parabolic trough Shneur Solar Thermal Power Plant

120 Parabolic trough

Two Sigma 60 Parabolic trough Tabella 3.20 - Impianti in costruzione e in fase di sviluppo in Israele

Ashalim

Ad Ashalim nascerà un grande complesso fatto da due grandi impianti, 121 MW a torre e 120 MW a

collettori parabolic. Il primo, quello a torre, sarà realizzato da un consorzio guidato dai big del settore

Alstom e BrightSource Energy, mentre il secondo sarà realizzato da un consorzio guidato da Albengoa.

PAESE Israele

CITTA’ Ashalim STATO In sviluppo POTENZA 121 MW INIZIO COSTRUZIONE


Agosto 2017

TECNOLOGIA Solar tower IMPRESE Alstom, BrightSource Energy

Tabella 3.21 - Impianto di Ashalim 1, caratteristiche principali


L’investimento preventivato è di 170 milioni di $, è prevista una tariffa incentivante di 0,18 $ al kWh per 28

anni.

PAESE Israele

CITTA’ Ashalim STATO Pianificato POTENZA 120 MW INIZIO COSTRUZIONE

Nd


Nd

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE Albengoa, Shikun & Binui Renewable Energy

Tabella 3.22 - Impianto di Ashalim 2, caratteristiche principali

3.5.12 GIORDANIA

Un ruolo importante potrà svolgerlo il piccolo paese della Giordania, recentemente affacciatosi con

interesse al mercato del CSP. Con i cinque impianti pianificati per gli anni a venire potrebbe installare 225

MW di potenza elettrica. Occorre, tuttavia, prendere queste informazioni con una certa prudenza, dal

momento che si tratta di progetti per lo più annunciati, la cui progettazione è ancora alle fasi iniziali.

Anche se in Giordania il mercato non è ancora partito, l’interesse verso il CSP ha avuto in pochi mesi una

crescita incredibile. Recentemente le autorità giordane hanno siglato un accordo con la compagnia di Abu

Dhabi Masdar per creare una partnership e sviluppare i progetti in breve tempo. L’obiettivo del paese è

raggiungere il 10% di energia rinnovabile entro il 2020. L’area di Ma’an sembra ideale per il CSP perché la

sua conformazione pianeggiante rende più semplice la costruzione ed è ben connessa alla rete stradale.

Non c’è per ora nessuna conferma, ma le prime gare dovrebbero iniziare a breve.


Albengoa Solar Jordan CSP plant 25 nd Catalyst Private Equity Jordan CSP

plant 50 nd

EJRE Maan CSP plant 50 nd Evolution Solar Jordan CSP plant 50 nd

Mitsubishi Jordan CSP plant 50 nd Tabella 3.23 - Impianti programmati in Giordania

3.5.13 CILE

Al di fuori di USA e paesi del MENA, il paese più promettente nel CSP si sta rivelando il Cile, con alcuni

progetti che potranno totalizzare complessivamente 780 MW di installato.



Chile CSP plant 10 Nd Mejillones 5 Fresnel

Planta Termosolar Maria Elena 400 Solar tower Planta Termosolar Pedro de

Valdivia 360 Parabolic trough

Solastor Mejillones 5 Solar tower Tabella 3.24 - Impianti programmati in Cile

Il paese è fortemente interessato al CSP per la sua flessibilità rispetto alle altre rinnovabili ma, soprattutto,

perché il costo dell’energia è tra i più alti del mondo. Gli alti valori di irradiazione solare del Cile spingono le

autorità ad abbracciare la via del solare.

Il gruppo spagnolo Ibereolica è molto presente in Cile, con due progetti imponenti da 760 MW in totale.

Ufficialmente nessun progetto, tuttavia, è ancora partito; alcuni rumors indicano nel mese di marzo

possibili annunci ufficiali.

Pedro de Valdivia

Situato nel deserto Atacama, sarà il risultato di due impianti da 180 MW con tecnologia parabolic trough.

Ogni impianto da 180 MW, a sua volta, sarà la somma di due sezioni da 90 MW indipendenti.

L’investimento previsto è di circa 2,6 miliardi di $; la costruzione dovrebbe durare 36 mesi, al termine dei

quali sarà in grado di generare 2.180 GWh di energia all’anno. È previsto un sistema di accumulo di

notevole portata, con ben 10,5 ore di autonomia, a sali fusi.

PAESE Cile

CITTA’ Maria Elena, Antofagasta STATO In sviluppo POTENZA 360 MW INIZIO COSTRUZIONE

Giugno 2013


Nd

TECNOLOGIA Parabolic trough IMPRESE Ibereolica

Tabella 3.25 - Impianto di Pedro de Valdivia, caratteristiche principali

Maria Elena

Nel mezzo del deserto di Atacama, Ibereolica è in procinto di costruire un impianto molto ampio da ben

400 MW. Il complesso sarà costituito da 4 unità adiacenti e indipendenti da 100 MW ognuna. Saranno

centrali a torre solare che, insieme, dovranno garantire 2.589,64 GWh all’anno. Occuperà un’area di 2.897

ettari.


PAESE Cile

CITTA’ Maria Elena, Antofagasta STATO In sviluppo POTENZA 400 MW INIZIO COSTRUZIONE

Nd


Nd

TECNOLOGIA Solar tower IMPRESE Ibereolica

Tabella 3.26 - Impianto di Maria Elena, caratteristiche principali

Il ricevitore centrale, posto a 260 metri di altezza, utilizzerà una miscela di sali fusi a base di nitrati di sodio

e potassio come fluido termovettore; la temperatura del fluido in entrata sarà di 290 °C, quella di uscita 565

°C. Saranno anche realizzati due serbatoi di stoccaggio a sali fusi; il campo solare avrà un sistema di dry

cooling con risparmio sul consumo di acqua. Il costo stimato è di 3,29 miliardi di $, per la costruzione

dovranno essere impiegati 500 lavoratori circa all’anno, mentre per la fase di operation & maintenance 160

operatori fissi. Al momento il project developer, Ibereolica, è in attesa della risposta delle autorità

governative cilene sulla valutazione d’impatto ambientale.

3.5.14 Altre considerazioni

Per quanto riguarda la situazione mondiale dei progetti di sviluppo del CSP occorre aggiungere, per

completezza, che sono state registrate nel’ultimo anno delle mosse in tale direzione da paesi come

Argentina, Grecia, Cipro, Francia, Brasile e Australia.

Si tratta di dimostrazioni d’interesse che hanno provocato timide reazioni, da un lato per la minore

importanza dei progetti, dall’altro per la scarsa credibilità dei piani presentati. Oltretutto non è stata

percepita la stessa decisione mostrata dagli altri paesi dei quali abbiamo avuto modo di approfondire i

progetti. In aggregato questi paesi potrebbero contribuire con altri 282 MW. In virtù delle precedenti

considerazioni e tenuto conto che stati come Grecia e Cipro stanno affrontando ben altri problemi a livello

economico, questi paesi non dovrebbero, ragionevolmente, incidere sul mercato globale in maniera

sostanziale.


4. Normativa

In questo capitolo viene approfondito il tema legato alla normativa, un elemento determinante nello

sviluppo delle energie rinnovabili, in modo particolare per una tecnologia recente come il solare

termodinamico che deve superare le barriere iniziali per potersi affermare con successo. In questa analisi si

cercherà di mettere in luce i cambiamenti normativi che sono avvenuti negli ultimi mesi e l’impatto che

stanno avendo e potranno avere nell’immediato futuro. Inoltre si cercherà di evidenziare le criticità che

persistono nel sistema normativo e che sarebbe opportuno superare per il bene del settore, come

sollecitato dagli stessi operatori della filiera.

La normativa italiana, con il decreto rinnovabili del 6 luglio 2012, ha dato un importante scossone al

mercato del solare termodinamico. Se prima, quindi, l’Italia scontava un differenziale negativo rispetto agli

altri paesi sul fronte della regolamentazione, ora la situazione si è ribaltata completamente. Al momento,

infatti, l’industria italiana del CSP può vantare degli incentivi tra i più alti al mondo, se non addirittura i più

alti. Questo fattore ha contribuito notevolmente ad alimentare, tra gli operatori della filiera, delle grandi

aspettative per lo sviluppo di un vero e proprio mercato interno.

Queste aspettative, però, non si sono ancora concretizzate sul campo con progetti avviati ed impianti in

costruzione per un motivo ben preciso. La normativa italiana è ancora molto carente dal punto di vista

dell’iter autorizzativo, troppo complesso e farraginoso. Gli operatori del settore, in particolare gli EPC

contractor, si sono mossi immediatamente, dopo l’emissione del decreto, per cercare di avviare i primi

cantieri, presentando diversi progetti in Sicilia e Sardegna. Oltretutto, la “Carta del Sole” firmata nel

settembre scorso alla presenza del Ministro dell’Ambiente e del Territorio Clini, aveva fatto presagire un

contesto favorevole alla diffusione di questi impianti. Purtroppo le imprese si sono dovute arrendere alle

difficoltà imposte dai procedimenti autorizzativi, in gran parte demandati agli enti locali, i quali si sono

dimostrati spesso scettici nei confronti di questo tipo di impianti, spaventati probabilmente dal possibile

impatto ambientale e dall’incertezza legata a questa tecnologia, ancora sconosciuta al di fuori degli

operatori.

Sta di fatto che, ad oggi, nessun cantiere è stato avviato nonostante le numerose proposte avanzate. Molte

sono in corso di valutazione e potrebbero trovare un esito positivo nei prossimi mesi. Tuttavia un ritardo

eccessivo potrà avere effetti deleteri per la filiera italiana, che vedrebbe svanire gli incentivi attuali in

scadenza nel 2015. Proprio per questo motivo, un cambiamento profondo dei processi autorizzativi appare

sempre più urgente.

Sono dunque due i grandi aspetti che verranno esaminati in questo capitolo:

- Le tariffe incentivanti;

- L’iter autorizzativo.

Entrambi influenzano profondamente lo sviluppo del mercato, perciò meritano un approfondimento.


4.1 La normativa italiana per il solare termodinamico

La normativa italiana che regola il mercato del solare termodinamico è stabilita dal Decreto Ministeriale n.

101 del 11/04/2008 dal titolo “Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica da fonte

solare mediante cicli termodinamici”. Tale decreto è stato modificato successivamente da un altro decreto

riguardante le modalità d’incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti, alimentati da

fonti rinnovabili diverse da quella solare fotovoltaica, il n. 159 del 6 luglio 2012 . Per questo motivo

presentare soltanto il decreto attualmente in vigore non potrebbe soddisfare le esigenze di chiarezza e

completezza necessarie a comprendere correttamente la normativa attualmente in vigore. Va ricordato,

oltretutto, che il decreto del 2008 rappresenta la struttura di base, mentre l’ultimo entrato in vigore nel

2012 è un’integrazione con alcune modifiche del precedente.

In base al decreto del 2008 gli impianti solari termodinamici sono oggetto di tariffe incentivanti, in misura

aggiuntiva al prezzo di vendita, della durata di 25 anni a partire dall’entrata in funzione dell’impianto.

Frazione di integrazione40

Fino a 0,15 Tra 0,15 e 0,50 Oltre 0,50

Incentivo aggiuntivo al prezzo di vendita

0.28 0.25 0.22

Tabella 4.1 - Tariffa incentivante prevista dal Decreto Ministeriale n. 101 del 11/04/2008 (€/kWh)

Come si vede dalla tabella, la tariffa è variabile in funzione della frazione d’integrazione, ovvero la quota di

produzione netta non attribuibile alla fonte solare. Il decreto intende dunque premiare maggiormente gli

impianti che hanno una quota maggiore di produzione legata alla fonte solare e meno quelli in cui la fonte

solare contribuisce per meno del 50% all’energia totale prodotta. Queste tariffe erano previste per gli

impianti che sarebbero entrati in funzione entro il 31 dicembre 2012 e sarebbero rimaste costanti per

l’intero periodo previsto (25 anni). Per gli impianti che, invece, sarebbero entrati in funzione tra il 1°

gennaio 2013 e il 31 dicembre 2014 le tariffe avrebbero dovuto subire una decurtazione del 2% annuo. In

base a tale decreto le tariffe incentivanti sarebbero potute essere modificate per gli impianti avviati dopo il

2014.

Gli impianti solari termodinamici, per poter accedere agli incentivi, devono possedere determinati requisiti

tecnici minimi, e sono i seguenti:

Devono essere dotati di sistema di accumulo termico con capacità nominale di accumulo non

inferiore a 1,5 kWh termici per ogni metro quadrato di superficie captante;

Non utilizzano come fluido termovettore né come mezzo di accumulo sostanze e preparati

classificati come tossici e nocivi ai sensi delle direttive CEE;

La superficie captante è superiore a 2500 m2.

Non sono dei requisiti ininfluenti. Il sistema di accumulo termico, come si è avuto modo di vedere

nell’analisi dei costi, è un elemento dell’impianto che pesa notevolmente sui costi d’investimento e che non

è compatibile con gli impianti di piccola potenza della taglia del mini – CSP. Che gli incentivi siano riservati

40

La frazione d’integrazione di un impianto solare termodinamico è la produzione di energia elettrica non attribuibile alla fonte solare.


solo agli impianti di media – grande taglia è dimostrato anche dal vincolo sulla superficie minima captante

di 2500 m2. In generale, quindi, si può intuire come gli incentivi, in questa forma, siano riservati ad un

segmento ristretto di impianti, ovvero quelli di media-grande taglia con sistema di accumulo. È un

segmento non totalmente compatibile con la realtà italiana, che fatica a trovare una via di sbocco con i

grandi impianti, ma che con quelli piccoli e medi potrebbe avere un primo inizio.

Per poter accedere agli incentivi, il soggetto che intende realizzare l’impianto deve rivolgere al gestore di

rete (il GSE) la domanda di accesso alle tariffe con allegato una serie di documentazione tecnica (progetto

preliminare, caratteristiche impianto, tecnologie utilizzate, superficie captante, stima del rendimento

globale del ciclo termodinamico e del sistema di produzione di energia elettrica, stima della produzione

netta attribuibile alla fonte solare …). È dunque il GSE che deve prima valutare la conformità dell’impianto

ai requisiti minimi richiesti per approvare l’accesso agli incentivi e, solo in seguito, deve effettuare la

connessione dell’impianto alla rete elettrica. Tra il soggetto proponente ed il GSE sussiste per forza di cose

un rapporto frequente di comunicazione nelle prime fasi del ciclo di vita di un impianto.

Un fattore importante è la possibilità per gli impianti solari termodinamici di essere realizzati anche in aree

classificate agricole dai vigenti piani urbanistici senza la necessità di effettuare la variazione di destinazione

d’uso dei siti di ubicazione dei medesimi impianti.

Agli incentivi disposti con il decreto del 2008 è stato ovviamente posto un tetto massimo. Questo limite era

corrispondente a 1.500.000 m2 di superficie captante, potenzialmente estendibile per altri impianti che

sarebbero entrati in funzione entro 14 mesi dalla data di raggiungimento del tetto massimo (o 24 mesi per

impianti i cui soggetti responsabili sono soggetti pubblici).

Il suddetto decreto è stato ritenuto insufficiente per gli operatori del settore, rappresentati

dall’associazione di categoria ANEST, per alcuni motivi già accennati:

- Le tariffe incentivanti escludono i piccoli impianti, quelli sotto i 2500 m2 di superficie captante;

- Gli impianti devono avere un sistema di accumulo non inferiore a 1,5 kWh per ogni m2 di superficie

captante, di qualunque taglia essi siano.

Queste lacune normative sono state messe in evidenza dall’ANEST nei confronti del Ministero dello

Sviluppo Economico e gli sforzi sono stati premiati lo scorso 6 luglio con l’emanazione di un decreto che va

a modificare in maniera sostanziale il precedente, a partire dalle tariffe incentivanti.

Le tariffe, infatti, hanno ricevuto un incremento consistente e, inoltre, sono state differenziate in funzione

della taglia dell’impianto, premiando maggiormente i piccoli impianti (sono considerati tali quelli con una

superficie captante inferiore a 2500 m2). Gli aumenti sono stati molto consistenti, da un minimo del 14%

fino addirittura al +36% per i piccoli impianti con frazione d’integrazione oltre lo 0,5.

Frazione d’integrazione Fino a 0,15 Tra 0,15 e 0,50 Oltre 0,50

Incentivo aggiuntivo al prezzo di vendita per impianti con superficie captante fino a 2500 m2

0,36 0,32 0,30

Incentivo aggiuntivo al prezzo di vendita per impianti con superficie captante superiore a 2500 m2

0,32 0,30 0,27

Tabella 4.2 - Tariffa incentivante prevista dal Decreto ministeriale n. 159 del 6/07/2012


Figura 4.1 - Incremento delle tariffe incentivanti dal 2008 al 2012, distinzione tra piccoli e grandi impianti

Gli incentivi previsti dal Decreto Ministeriale del 6 luglio 2012 sono riservati agli impianti che entrano in

funzione a partire dal 1° gennaio 2013 e fino al 31 dicembre 2015, con però una riduzione del 5% nel 2015 e

nel 2016. Anche i requisiti tecnici minimi sono stati modificati, con una differenziazione che è stata fatta sui

sistemi di accumulo per agevolare l’accesso ai piccoli impianti. Il decreto prevede infatti che gli impianti

siano dotati di un sistema di accumulo termico con capacità nominale di accumulo non inferiore a 1,5 kWh

termici per ogni m2 di superficie captante qualora la superficie captante sia superiore a 50.000 m2. Se

invece la superficie captante fosse compresa tra 10.000 e 50.000 m2, la capacità nominale di accumulo

richiesta è 0,4 kWh termici.

Anche l’obiettivo nazionale di installazioni cumulate è stato alzato, portando la superficie captante da

2.000.000 a 2.500.000 m2 da raggiungere entro il 2020 (e non più entro il 2016).

Infine, la somma totale messa a disposizione è stata incrementata, con un limite massimo posto a

2.500.000 m2 e una proroga di 24 mesi per gli impianti che dovessero entrare in esercizio dopo il

raggiungimento di tale limite.

Il decreto specifica, alla fine, che vengono ammessi alla tariffa incentivante anche gli impianti di piccola e

media taglia, anche alla luce dei risultati derivanti dal monitoraggio di impianti dimostrativi.

Tale cambiamento normativo è stato accolto molto positivamente dall’ANEST e, come ovvia conseguenza,

dal mercato del solare termodinamico italiano. Sono diverse, infatti, le proposte avanzate in questi mesi

intercorsi dall’emanazione del decreto, alcune delle quali stanno seguendo il processo di autorizzazione e

potrebbero avere esito positivo nei prossimi mesi.

4.1.1 La reazione degli operatori del settore

Con un comunicato stampa datato 10 luglio 2012, l’associazione di categoria di riferimento per gli operatori

del solare termodinamico ha voluto esprimere il suo apprezzamento nei confronti del decreto, visto che

sono state accolte tutte le richieste di modifica che erano state presentate. Un buon risultato per

l’Associazione, che nonostante la congiuntura economica sfavorevole è riuscita a far valere le proprie

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

Fino a 0,15 Tra 0,15 e 0,5 Oltre 0,5

+14% +20%

+23%

+29%

+28% +36%

Ince

nti

vi [

€/k

Wh

]

Frazione d'integrazione

Incentivi DM n.101 del 11/04/2008

Incentivi DM n.159 del 6/7/2012 per grandi impianti

Incentivi DM n.159 del 6/7/2012 per piccoli impianti


ragioni. Particolarmente positivo è stato l’allargamento del bacino d’impianti che potranno avere accesso

agli incentivi, più che all’aumento delle tariffe di per sé. In Italia, infatti, la sensazione diffusa tra gli

operatori è che l’unico futuro possibile per il mercato è legato al mini e micro – CSP, ovvero ai piccoli

impianti, fino a prima del 6 luglio non considerati dalla normativa. Con questi cambiamenti normativi si sta

così diffondendo un clima di fiducia che fa ben sperare.

Il buon rapporto tra le istituzioni ha portato, successivamente, anche all’organizzazione della conferenza

“Sicilia, l’isola del solare termodinamico. Verso la Carta del Sole”, nel cui ambito, alla presenza del Ministro

dell’Ambiente, della tutela del Territorio e del Mare Corrado Clini, è stato sottoscritto un patto tra

produttori, istituzioni e territorio per la definizione delle aree e delle modalità maggiormente idonee al

solare termodinamico, nel contesto dell’area mediterranea. Quest’accordo è stato stipulato al fine di

lanciare e sostenere lo sviluppo di una filiera produttiva nazionale, oltre che di ricerca e innovazione..

Buoni livelli di incentivazione, possibilità di coesistenza con altre fonti di produzione rinnovabile, aumento delle dimensioni degli impianti incentivabili, nel rispetto del paesaggio e delle prerogative territoriali. Queste le novità positive per lo sviluppo del solare termodinamico, la tecnologia tutta italiana avviata dal premio Nobel Rubbia e da ENEA, che – all’indomani dell’emanazione dei decreti sullo sviluppo delle rinnovabili – può finalmente avviarsi verso una prospettiva di sviluppo di un sistema che, per le stesse logiche di mercato, esclude dinamiche speculative. ANEST, Associazione Nazionale Energia Solare Termodinamica, esprime positiva valutazione al nuovo decreto sulle energie rinnovabili non fotovoltaiche, per quanto riguarda il proprio settore; esso infatti presenta per il solare termodinamico condizioni concrete per un prossimo sviluppo in Italia e, in prospettiva, all’estero. Il decreto, che disciplina all’Art. 28 la normativa per il settore, accoglie positivamente:

- Livelli di incentivazione idonei a realizzare impianti e a consolidare la filiera industriale già esistente;

- Possibilità di modulare la necessità di accumulo termico in base alla taglia dell’impianto; - Riconoscimento della massima tariffa applicabile nelle installazioni ibridizzate con altre fonti

rinnovabili; - Incremento del tetto di superficie captante a 2,5 milioni di mq (oltre 250 MW); - Incremento a 24 mesi del periodo per la realizzazione degli impianto dalla data nella quale verrà

raggiunto il limite di superficie captante cumulativa. Tali disposizioni configurano, nel loro insieme, la migliore finanziabilità di questa tipologia di impianti solare termodinamici che, per loro natura, richiedono investimenti consistenti ed hanno un periodo di realizzazione dai 2 ai 3 anni. In base alle dichiarazioni del presidente di ANEST, Gianluigi Angelantoni, il decreto consentirebbe di creare stabilità nel mercato, con una tariffa remunerativa garantita (anche se decrescente nel tempo in relazione al consolidamento delle esperienze operative) e un obiettivo di potenza installabile coerente con le opportunità del mercato e con un orizzonte temporale sufficientemente ampio, idoneo ad assecondare le esigenze di finanziamento e le logiche autorizzative e di costruzione degli impianti. Sempre secondo il presidente, il sostegno al settore è importante perché è capace di creare occupazione diretta. Inoltre, il suo sviluppo consentirà ulteriori innovazioni di sistema per garantire al paese anche un ritorno economico, sotto forma di royalties, legato alla proprietà intellettuale posseduta dagli enti di ricerca nazionali. Box 4.1 - Decreto rinnovabili, la positiva reazione di ANEST – Associazione Nazionale del Solare Termodinamico


4.2 Il quadro autorizzativo per impianti di produzione di energia elettrica

da fonti rinnovabili

4.2.1 Il contesto

Come evidenziato dal Piano di Azione Nazionale per le fonti rinnovabili inviato alla Commissione Europea in

adempimento a quanto previsto dalla Direttiva 2009/28/CE (Direttiva Fonti Rinnovabili), il quadro

legislativo italiano in materia di energia e autorizzazioni si presenta piuttosto complesso e articolato. Ciò è

dovuto, in buona parte, alla riforma del titolo V della Costituzione avvenuta nel 2001 con la conseguente

delega di molte competenze agli enti locali, fatto che ha comportato un’elevata frammentazione del

contesto normativo e che ha rallentato, di fatto, la diffusione degli impianti alimentati a fonti rinnovabili in

Italia.

Le Linee Guida Nazionali previste dall’articolo 12 del D.Lgs. n. 387/2003 e approvate nel 2010 hanno

costituito lo strumento chiave per dare nuova congruenza al quadro legislativo. Tale documento ha

obbligato le Regioni ad adeguare entro gennaio 2011 la propria disciplina in materia di “Autorizzazioni”,

salvo applicare direttamente quanto previsto nel documento nazionale decorso tale termine.

L’approvazione del Decreto legislativo 28/2011 di recepimento della Direttiva Fonti Rinnovabili ha

contribuito alla ulteriore ridefinizione del contesto normativo di settore. Al fine di rendere le procedure

autorizzative proporzionate e necessarie, nonché semplificate e accelerate al livello amministrativo

adeguato così come richiesto dal dettato europeo, sono state ridisegnate le procedure e gli iter

autorizzativi per la realizzazione di impianti alimentati a fonti rinnovabili.

L’auspicio è che questo nuovo quadro normativo possa favorire uno sviluppo delle rinnovabili sul territorio

nazionale tale da consentire all’Italia di rispettare gli obiettivi imposti dalla Direttiva 2009/28/CE.

Purtroppo, nel caso del solare termodinamico, gli auspici e le aspettative sono state smentite dalla realtà

dei fatti i quali, ad oggi, non danno conferma della crescita delle installazioni di nuovi impianti dovuta ad

uno snellimento del quadro normativo.

4.2.2 Le Linee Guida nazionali e il D.Lgs. 28/2011

Il D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387 prevedeva, all’articolo 12 comma 10, l’approvazione in Conferenza

Unificata, su proposta del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell’Ambiente e

del Ministro per i Beni e le Attività Culturali, di apposite Linee Guida per lo svolgimento del procedimento di

autorizzazione degli impianti alimentati a fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica.

Nelle Linee Guida è stato stabilito l’elenco degli atti che rappresentano i contenuti minimi indispensabili per

superare positivamente l’iter autorizzativo e vengono chiarite le procedure che ogni impianto, in base alla

fonte e alla potenza installata, deve affrontare per ottenere l’autorizzazione.


Il Decreto Legislativo 28/2011, entrato in vigore a fine marzo, modifica e integra quanto già stabilito dalle

Linee Guida in merito agli iter procedurali per l’installazione degli impianti alimentati da fonti energetiche

rinnovabili. I singoli interventi, a seconda della taglia e della potenza installata, possono essere sottoposti a

Comunicazione, Procedura Abilitativa Semplificata (P.A.S) o Autorizzazione Unica (A.U.). Le autorizzazioni

indicate dovranno essere corredate, laddove necessario, da tutti i provvedimenti di concessione,

autorizzazione, valutazione di impatto ambientale e paesaggistico, ecc.

Comunicazione e P.A.S. sono procedure che si applicano ai piccoli impianti, mentre l’ Autorizzazione Unica,

come si vede dalla tabella 4.3, riguarda impianti oltre una certa soglia di potenza.

FONTE SOGLIA PER AUTORIZZAZIONE UNICA

Eolica 60 kW Solare fotovoltaica 20 kW Idraulica 100 kW Biomasse 200 kW Gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas

250 kW

Tabella 4.3 - Soglie di potenza per l’Autorizzazione Unica per le varie tecnologie41

Come si vede dalla tabella 4.3, pubblicata in un documento del GSE, non vi è nessun riferimento alla fonte

solare termodinamica, a testimonianza dell’elevata incertezza riguardante tale tecnologia rilevata dagli

operatori del settore nelle interviste.

Data la “vicinanza” tecnologica al solare fotovoltaico e anche in virtù delle potenze in gioco, riteniamo che

la procedura relativa agli impianti solari termodinamici sia l’Autorizzazione Unica. Di ciò è stata trovata

conferma in un progetto di centrale solare termodinamica da parte di Sorgenia in Sardegna. Procediamo,

dunque, ad analizzare la procedura di Autorizzazione Unica.

4.2.3 L’Autorizzazione Unica

L’autorizzazione Unica è il provvedimento introdotto dall’articolo 12 del D.Lgs. 387/2003 per

l’autorizzazione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili al di sopra delle

soglie di potenza indicate nella tabella precedente. Le soglie indicate potranno essere innalzate per

specifiche fonti e particolari siti di installazione, per mezzo di un decreto del Ministero dello Sviluppo

Economico di concerto con il Ministero dell’Ambiente e la Conferenza Unificata.

L’Autorizzazione Unica, rilasciata al termine di un procedimento unico svolto nell’ambito della Conferenza

dei Servizi alla quale partecipano tutte le amministrazioni interessate, costituisce titolo a costruire e a

esercire l’impianto e, ove necessario, diventa variante allo strumento urbanistico. Tale titolo autorizzativo

non sostituisce la V.I.A. (Valutazione di Impatto Ambientale) laddove richiesta dalla legislazione vigente. La

competenza per il rilascio dell’Autorizzazione Unica è in capo alle regioni (o alle Provincie se delegate dalla

disciplina regionale).

41

Il quadro autorizzativo per impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili - ricognizione della direttiva nazionale e regionale, GSE


Il procedimento per il rilascio dell’autorizzazione unica viene avviato sulla base dell’ordine cronologico di

presentazione delle istanze di autorizzazione. I tempi del procedimento sono così stabiliti:

Entro 15 giorni dalla presentazione della richiesta, l’Amministrazione competente, verificata la

completezza formale della documentazione, comunica al richiedente l’avvio del procedimento

oppure la non procedibilità dell’istanza per carenza della documentazione prescritta. In questo

secondo caso, sarà solo dalla data di ricevimento della documentazione completa che andranno

ricalcolati i tempi. Trascorsi i 15 giorni senza che l’amministrazione abbia comunicato

l’improcedibilità, il procedimento si intende avviato.

Entro 30 giorni dal ricevimento dell’istanza, l’amministrazione convoca la Conferenza.

Nel corso del procedimento autorizzativo, il proponente può presentare modifiche alla soluzione

per la connessione individuate dal gestore di rete, fermi restando gli atti di assenso e le valutazioni

già effettuate per quelle parti del progetto non interessate dalle modifiche.

Nel corso del procedimento autorizzativo, possono essere richiesti dall’Amministrazione

procedente (anche su input delle altre amministrazioni interessate) ulteriori documentazioni e/o

chiarimenti. Questa richiesta avviene in un unico momento entro 90 giorni dall’avvio del

procedimento. Se il proponente non fornisce la documentazione integrativa entro i successivi 30

giorni, salvo proroga per un massimo di ulteriori 30 giorni concessa a fronte di comprovate esigenze

tecniche, si procede all’esame del progetto sulla base degli elementi disponibili.

Rispetto ai progetti sottoposti a V.I.A., i termini per la richiesta di integrazioni e di produzione della

relativa documentazione sono dettati dal comma 3, articolo 26, D.Lgs. 152/2006 e dalle norme

regionali di attuazione. Resta ferma l’applicabilità dell’articolo 10-bis della legge n. 241 del 1990. I

lavori della Conferenza dei Servizi rimangono sospesi fino al termine prescritto per la conclusione

delle procedure di verifica di assoggettabilità o di V.I.A.. trascorsi 45 giorni dall’avviso dell’avvenuta

trasmissione del progetto preliminare (articolo 20 D.Lgs. 152/2006) senza che sia intervenuto un

provvedimento esplicito sulla verifica di assoggettabilità, l’Autorità competente si esprime in sede

di Conferenza dei Servizi. Per la decisione in materia di V.I.A., decorso il termine previsto

dall’articolo 26, comma 2, del D.Lgs, 152/2006 (120 o 150 giorni dalla presentazione dell’istanza),

subentra l’esercizio del potere sostitutivo da parte del Consiglio dei Ministri.

Entro la data in cui è prevista la riunione conclusiva della Conferenza dei Servizi, il proponente deve

fornire la documentazione che mostri la disponibilità del suolo su cui è ubicato l’impianto

fotovoltaico o a biomassa. Ciò è previsto dall’articolo 12, comma 4-bis del D.Lgs. 387/2003: “Per la

realizzazione di impianti alimentati a biomassa e per impianti fotovoltaici, ferme restando la

pubblica utilità e le procedure conseguenti per le opere connesse, il proponente deve dimostrare nel

corso del procedimento, e comunque prima dell’autorizzazione, la disponibilità del suolo su cui

realizzare l’impianto.”

Il termine per la conclusione del procedimento unico non può essere superiore a 90 giorni

decorrenti dalla data di ricevimento dell’istanza. Il calcolo dei 90 giorni deve comunque tenere

conto delle eventuali sospensioni dovute alla richiesta di ulteriore documentazione integrativa o di

chiarimenti anche per verifica di assoggettabilità o V.I.A., o all’esercizio dei poteri sostitutivi.

Le Linee Guida ribadiscono che le pubbliche amministrazioni e i soggetti privati preposti all’esercizio di

attività amministrative sono tenuti, in caso di mancato rispetto dei termini fissati per il rilascio

dell’autorizzazione unica, al risarcimento del danno ingiusto cagionato in conseguenza dell’inosservanza

dolosa o colposa del temine di conclusione del procedimento unico. Restano ferme le disposizioni regionali

e statali concernenti l’esercizio dei poteri sostitutivi, nonché le disposizioni di legge relative al ricorso


contro il silenzio dell’amministrazione. Infatti, “salvi i casi di silenzio assenso, decorsi i termini per la

conclusione del procedimento, il ricorso avverso il silenzio dell’amministrazione (…) può essere proposto

anche senza necessità di diffida all’amministrazione inadempiente, fintanto che perdura l’inadempimento e

comunque non oltre un anno dalla scadenza dei termini (…). Il giudice amministrativo può conoscere della

fondatezza dell’istanza. È fatta salva la riproponibilità dell’istanza di avvio del procedimento ove ne

ricorrano i presupposti” (articolo 2, comma 8, L. 241/1990 e s.m.i.).

La Conferenza dei Servizi è uno strumento previsto dalla normativa vigente, il ci scopo è quello di acquisire autorizzazioni, atti, licenze, premessi ecc., mediante la convocazione di riunioni collegiali di tutti gli enti coinvolti. Nelle Conferenze dei Servizi confluiscono tutti gli apporti amministrativi necessari per la valutazione della costruzione e i nulla osta all’esercizio dell’impianto, delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili. All’interno della Conferenza viene riservato un ruolo ben preciso al Ministero per i Beni e le Attività Culturali, il quale partecipa al procedimento per l’autorizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili localizzati in aree sottoposte a tutela ai sensi del Codice dei Beni Culturali e del paesaggio. Il Ministero partecipa anche nei casi in cui la sovrintendenza verifica che l’impianto ricade in aree interessate da procedimenti di tutela in itinere o da procedure di accertamento della sussistenza di beni archeologici. Inoltre, per tutti gli impianti eolici con potenza nominale maggiore di 1 MW, anche se l’impianto non ricade in aree sottoposte a tutela, il Ministero partecipa all’istruttoria di Valutazione di Impatto Ambientale. Box 4.2 - La Conferenza dei servizi

La verifica di assoggettabilità alla V.I.A. si applica: - Agli impianti idroelettrici con potenza nominale installata superiore a 100 kW; - Agli impianti eolici di potenza nominale complessiva superiore a 1 MW; - Agli impianti da fonti rinnovabili diversi da quelli di cui al punto a) e al punto b), di potenza

nominale complessiva superiore a 1 MW. Gli esiti delle procedure di verifica di assoggettabilità o di V.I.A., comprensive, dove previsto, della Valutazione di Incidenza (V.I.) e di tutte le necessarie autorizzazioni in materia ambientale (articolo 26 D.Lgs. 152/2006), sono contenuti in provvedimenti espressi e motivati che confluiscono nella Conferenza dei servizi. Box 4.3 - La verifica di assoggettabilità alla V.I.A.

4.2.4 Requisiti, aree non idonee, misure compensative

Le linee guida fissano i criteri per le Regioni con i quali individuare norme per il corretto inserimento degli

impianti nel paesaggio, delimitare le aree non idonee per specifiche tipologie di impianti e definire le

misure compensative.

Le linee guida nazionali prendono in esame sia le caratteristiche positive (requisiti non obbligatori) che le

linee di indirizzo secondo le quali le Regioni dovranno valutare i siti non idonei agli impianti. Il rispetto di

tali criteri non è comunque considerato requisito necessario ai fini dell’ottenimento dell’Autorizzazione

Unica. Nell’autorizzare progetti localizzati in zone agricole caratterizzate da produzioni agro-alimentari di

qualità e/o di particolare pregio rispetto al contesto paesaggistico - culturale, deve essere verificato che

l’insediamento e l’esercizio dell’impianto non comprometta o interferisca negativamente con le finalità

perseguite dalle disposizioni in materia di sostegno nel settore agricolo, con particolare riferimento alla


valorizzazione delle tradizioni agroalimentari locali, alla tutela della biodiversità, così come del patrimonio

culturale e del paesaggio rurale.

Le regioni possono procedere all’indicazione di aree e siti non idonei alla installazione di specifiche tipologie

di impianti. L’individuazione della non idoneità dell’area è operata dalle regioni attraverso un’apposita

istruttoria avente ad oggetto la ricognizione delle disposizioni volte alla tutela dell’ambiente, del paesaggio,

del patrimonio storico e artistico, delle tradizioni agroalimentari locali, della biodiversità e del paesaggio

rurale. Qualora la ricognizione facesse emergere obiettivi di protezione non compatibili con l’insediamento

di specifiche tipologie e/o dimensioni di impianti, si determinerebbe infatti un’elevata probabilità di esito

negativo in sede di autorizzazione. Gli esiti dell’istruttoria dovranno contenere, in relazione a ciascuna area

individuata come non idonea in relazione a specifiche tipologie e/o dimensioni di impianti, la descrizione

delle incompatibilità riscontrate con gli obiettivi di protezione individuati nelle disposizioni esaminate.

Pesano a favore della valutazione positiva dei progetti:

Una buona progettazione degli impianti, comprovata con l’adesione del progettista ai sistemi di

gestione della qualità (ISO 9000) e ai sistemi di gestione ambientale (ISO 14000 e/o EMAS);

La valorizzazione dei potenziali energetici delle diverse risorse rinnovabili presenti nel territorio;

Il ricorso a criteri progettuali volti ad ottenere il minor consumo possibile del territorio sfruttando

al meglio le risorse energetiche disponibili;

Il riutilizzo di aree già degradate da attività antropiche pregresse o in atto, tra cui siti industriali,

cave, discariche, siti contaminati (brownfield). Soprattutto se ciò consente la minimizzazione di

occupazione di territori non coperti da superfici artificiali (greenfield) anche rispetto alle nuove

infrastrutture funzionali all’impianto mediante lo sfruttamento di infrastrutture esistenti e, dove

necessari, la bonifica e il ripristino ambientale dei suoli e/o delle acque sotterranee;

Una progettazione legata alle specificità dell’area in cui viene realizzato l’intervento. Rispetto alla

localizzazione in aree agricole, assume rilevanza l’integrazione dell’impianto nel contesto delle

tradizioni agroalimentari locali e del paesaggio rurale, sia per quanto riguarda la sua realizzazione

che il suo esercizio;

La ricerca e la sperimentazione di soluzioni progettuali e componenti tecnologici innovativi, volti ad

ottenere una maggiore sostenibilità degli impianti e delle opere connesse da un punto di vista

dell’armonizzazione e del migliore inserimento degli impianti stessi nel contesto storico, naturale e

paesaggistico;

Il coinvolgimento dei cittadini in un processo di comunicazione e informazione preliminare

all’autorizzazione e realizzazione degli impianti e di formazione per personale e maestranze future.

4.3 Approfondimento: la Carta del Sole

Nel 19 settembre del 2012, a Palermo, un importante evento per il solare termodinamico italiano è stato il

convegno ANEST “Sicilia, l’isola del Solare Termodinamico. Verso la Carta del Sole, un patto per l’energia tra

territorio e industria”. L’evento è stata un’occasione per le istituzioni di dimostrare la loro attenzione al

settore, il loro impegno a sostenerlo con attività di ricerca e con forme d’incentivazione. È stata


un’occasione per dimostrare la fattibilità e la sostenibilità dei progetti da parte delle associazioni di

categoria ed, infine, per le imprese partecipanti di presentare dei progetti concreti di impianti in Sicilia.

La scommessa sul futuro: il sole a mezzanotte Il mercato globale delle fonti rinnovabili è in continua crescita e continua a segnare nuovi record. In questo scenario l’Italia può giocare un ruolo centrale. Il nostro Paese ha due punti di forza che possono unirsi: un’indiscutibile vocazione per l’energia solare e un indiscutibile primato nel solare termodinamico. Abbiamo, specialmente in Sicilia, una radiazione solare molto più abbondante che in gran parte delle altre regioni europee e abbiamo brevetti strategici e industrie nazionali innovative capaci di sfruttare al meglio l’energia del sole e dunque di fornirci un biglietto di ingresso nella cabina di regia dell’energia pulita. Il termodinamico è l’asso italiano nel mazzo delle rinnovabili, può essere una carta vincente che permette, grazie ai nuovi sistemi di accumulo sviluppati dalla ricerca nazionale, di garantire energia in modo continuativo, risolvendo i problemi di discontinuità di alcune fonti rinnovabili. Si potrà così avere energia dal sole anche di notte. Il primato della Sicilia: un ponte per il solare made in Italy Quella del termodinamico è una rivoluzione strategica perché, essendo complementare alle altre filiere rinnovabili, può accelerare il passaggio verso una società low carbon. E la Sicilia rappresenta – in Italia e in Europa – il baricentro naturale per lo sviluppo di questa tecnologia: con Archimede, l’impianto sperimentale creato da Enea ed Enel a Priolo e con i progetti FREeSuN – Industria 2015 a Noto, Archetype di Enel Green Power a Catania quello della Reflex Solar Power a Gela, ha già posto le basi per vincere questa scommessa; dispone di un formidabile livello di insolazione; è un ponte naturale verso la riva sud del Mediterraneo. La Sicilia, la regione del sole, può dunque assumere la leadership del settore. Attivando per tempo un programma di sviluppo in un campo in forte crescita, si troverebbe in una favorevole condizione per diventare il luogo di riferimento della green economy e il ponte naturale verso i paesi del Mediterraneo. È un percorso che può essere avviato rapidamente con la collaborazione delle realtà territoriali, industriali, economiche, finanziarie e istituzionali per stabilire una road map condivisa. Sottoscrivendo la Carta del Sole, e istituzioni , le forze politiche, economiche, produttive e sociali si impegnano a:

Avviare un incontro felice tra l’energia solare e il territorio

Definire le metodologie per il corretto inserimento ambientale degli impianti

Attivare le leve del sistema creditizio e produttivo dell’Isola per giocare un ruolo di primo piano nella partita per il solare made in Italy

Lanciare un piano di riconversione industriale per prodotti e servizi nel settore termodinamico

Sviluppare un piano occupazionale basato sulla produzione di energia rinnovabile

Formare nuove figure professionali, con specifiche e qualificate competenze, e un know- how esportabile

Sviluppare la ricerca nei laboratori con sperimentazioni sul campo. Una proposta per vincere tutti assieme La creazione di un numero adeguato di centrali con tecnologia solare termodinamica serve inoltre a completare il disegno di un modello di energia sostenibile. In questo quadro il solare termodinamico, inizialmente sostenuto e incentivato dai recenti decreti sulle fonti rinnovabili, potrà poi dare un contributo di particolare interesse perché metterà a disposizione del territorio energia elettrica a costi competitivi che risponde ai bisogni dei cittadini e dei settori produttivi. In sintesi si può dire che il solare termodinamico offre un ventaglio completo di vantaggi, qualitativi ed anche quantitativi:

- Un’occupazione diretta e di indotto, non delocalizzabile;


- La crescita di una filiera industriale tutta italiana; - Un contributo al raggiungimento degli obiettivi ambientali ed energetici europei; - L’aumento di sicurezza degli approvvigionamenti energetici; - Un miglioramento della bilancia energetica del Paese e della sua stabilità in accordo alle

prospettive di sviluppo delle fonti rinnovabili. Gli impegni dei firmatari Per mettere il sole al centro del sistema energetico, i firmatari della Carta, nell’ambito delle specifiche competenze si impegnano a:

Sostenere, attraverso azioni di governo, lo sviluppo dell’energia solare termodinamica a vantaggio dei territori che la ospitano;

Garantire tempi certi per la crescita di questa fonte energetica;

Puntare sulla Sicilia come laboratorio del solare termodinamico al servizio del sistema economico e produttivo dell’isola e in una prospettiva di sviluppo di questa tecnologia nella sponda sud del Mediterraneo:

Creare un tavolo di lavoro che identifichi le aree in cui realizzare gli impianti ed elabori la mappa operativa regionale dei siti più adatti allo sviluppo di questa tecnologia, facilitando al massimo le procedure autorizzative;

Coinvolgere il sistema industriale siciliano nel progetto di sviluppo della filiera termodinamica;

Supportare l’iniziativa con finanziamenti agevolati da parte del sistema bancario, facilitando l’apertura di una corsia preferenziale di credito;

Avviare la formazione di lavoratori fortemente qualificati con professionalità esportabili;

Sostenere il settore della ricerca e sviluppo tecnologico, individuando gli strumenti e le sedi della formazione;

Organizzare incontri con gli abitanti delle zone interessate e gli stakeholders per migliorare l’intesa con la comunità locale;

Promuovere la diffusione produttiva e commerciale del solare termodinamico nel bacino del Mediterraneo;

Elaborare la mappa delle attività industriali e produttive più vocate all’utilizzo del solare termodinamico.

Box 4.4 - Il manifesto del solare termodinamico in Sicilia

4.4 Conclusioni

In generale non si può certo dire che nessuno sforzo sia stato fatto per venire incontro alle esigenze del

settore. Lo Stato è intervenuto mettendo mano al sistema d’incentivazione, aumentando le tariffe fino al

36% ed estendendole ai piccoli impianti, proprio come richiesto dagli operatori del settore.

L’obiettivo dichiarato dal decreto42 è di raggiungere una superficie di 2.500.000 m2 di superficie captante

entro il 2020, obiettivo che è stato rivisto verso l’alto rispetto al precedente decreto43 che aveva come

target 2.000.000 m2 di superficie. Che gli obiettivi siano ambiziosi lo si può vedere anche dal piano di azione

nazionale per le energie rinnovabili44 redatto nel 2010, il quale stima che solare termodinamico dovrebbe

42

DM n. 159 del 6/7/2012 43

DM n. 101 del 11/4/2008 44

Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili d’Italia (conforme alla direttiva 2009/28/CE e alla decisione della Commissione del 30 giugno 2009), 30 giugno 2010


contribuire entro il 2020 con 600 MW di potenza installata e una produzione annua di 1.700 GWh per

raggiungere gli obiettivi vincolanti fissati per le rinnovabili. In base a questa proiezione saremmo già in

ritardo, perché al 2012 era stata stimata una capacità installata di 14 MW.

Il manifesto presentato nel box 4.4 dimostra come l’impegno da parte di soggetti interessati sia,

all’apparenza, molto forte. È doveroso, in ogni caso, far notare come tale manifesto abbia un po’ il sapore

di un insieme di bei propositi e pregevoli intenzioni, ma altrettanto vaghe e inconcludenti. Gli impegni

sottoscritti appaiono delle linee guida, dei milestone di una road map che stenta a trovare delle relazioni

dirette in proposte concrete e progetti veri e propri in fase di sviluppo.

Queste considerazioni non sono solo proprie di chi scrive ma sono confermate dalla quasi totalità delle

imprese intervistate. Tra gli impegni elencati nella Carta del Sole, ve ne sono alcuni che suscitano delle

perplessità tra gli intervistati e sono soprattutto:

- Garantire tempi certi per la crescita di questa fonte energetica;

- Creare un tavolo di lavoro che identifichi le aree in cui realizzare gli impianti ed elabori la mappa

operativa regionale dei siti più adatti allo sviluppo di questa tecnologia, facilitando al massimo le

procedure autorizzative;

- Definire le procedure per il corretto inserimento ambientale degli impianti.

Il problema centrale sta nelle difficoltà del processo di autorizzazione degli impianti, che è troppo lento e

difficoltoso. Di conseguenza risulta incompatibile con la garanzia del rispetto dei tempi. Va tenuto infatti in

considerazione che gli incentivi risultano validi per gli impianti che entrano in vigore entro il 31 dicembre

2015 e, dato che la costruzione di un impianto di medie dimensioni dura almeno due anni, non rimane

molto tempo per avviare i primi cantieri e finire in tempo per poter beneficiare delle tariffe incentivanti. Ad

oggi, infatti, non si ha notizia di nessun cantiere avviato, anche se gli operatori intervistati affermano di

essere in fase di trattativa con gli enti locali, oppure sono in fase di sviluppo dei progetti e sono in attesa

delle autorizzazioni necessarie. In ogni caso, la totalità degli operatori lamenta una scarsa attenzione da

parte delle istituzioni allo snellimento, tanto propugnato, delle procedure autorizzative. Un protrarsi di

questa situazione potrebbe rendere impossibile l’ottenimento degli incentivi, oltretutto cospicui, che sono

stati stanziati dal governo. Di qui alla fine del 2015, infatti, la filiera italiana del solare termodinamico si

gioca il futuro del mercato nazionale. Il mercato mondiale, come visto nel capitolo riservato al mercato, è

già partito e sta crescendo a ritmi altissimi. Per il mercato italiano si tratta dell’ultima occasione per poter

finalmente partire e dire la sua anche a livello internazionale. Se passeranno i prossimi due/tre anni senza

cambiamenti significativi, probabilmente, sarà ormai troppo tardi per recuperare il terreno perduto.


5. Filiera

La filiera del solare termodinamico è sostanzialmente strutturata in due aree:

- Impiantistica;

- Componentistica.

Nel grafico 5.1 possiamo osservare una rappresentazione semplificata della catena del valore del solare

termodinamico.

Figura 5.1 - La filiera del solare termodinamico

La società di impiantistica, che spesso è proprietaria dell’impianto finito tramite la fondazione di un SPV45, è

in grado di gestire grosso modo tutta la catena del valore, con la differenza che alcune fasi sono realizzate

autonomamente, in altre devono intervenire giocoforza altri attori. In articolare, nella fase di EPC avviene il

ricorso ai fornitori dei componenti. Nella fase di autorizzazione e finanziamento, invece, la società si trova

ad interfacciarsi con le istituzioni e gli enti pubblici. Infine, nella gestione e nel trading dell’energia a valle,

deve comunicare con l’utility che gestisce la rete.

Per impiantistica si fa riferimento alle società di ingegneria e costruzioni, che si occupano del design e della

progettazione dell’impianto agendo da EPC contractor. Spesso risultano da divisioni di grandi gruppi di

ingegneria che realizzano infrastrutture di vario tipo (solitamente ferrovie, strade, reti idriche, impianti

energetici …) e che si sono specializzate anche negli impianti a fonti rinnovabili. Altre volte le società di

impiantistica sono delle compagnie che operano solo nel settore energetico e realizzano impianti di vario

tipo. Alcune di esse hanno di recente inserito nel loro portafoglio sevizi anche il termodinamico, raramente

operano solo nel termodinamico (è il caso delle partnership tra società differenti o tra società ed istituzioni

statali), molto più spesso sono imprese che vantano una discreta esperienza nelle rinnovabili ad oggi più

diffuse (eolico, fotovoltaico, biomassa) ed hanno scelto di ampliare il proprio raggio di azione con il CSP.

45

Special Purpose Vehicole: è una società creata ad hoc per uno scopo specifico, in questo caso la finalità specifica è la proprietà di un impianto di produzione di energia elettrica e l’interfaccia con un’utility per il trading dell’energia.

SVILUPPO PROGETTUALE

PRODUZIONE COMPONENTI

PROGETTAZIONE ED INTEGRAZIONE

TECNOLOGICA

INGEGNERIA E COSTRUZIONE

GESTIONE OPERATIVA E

MANUTENZIONE

PROPRIETA' DELL'IMPIANTO

TRADING ENERGIA


Le società di impiantistica e costruzioni, una volta ricevuta l’autorizzazione a realizzare l’impianto dalle

autorità competenti, si rivolgono ai fornitori dei componenti. In un impianto di CSP troviamo elementi

comuni ad altri impianti che funzionano a cicli termodinamici e che sono facilmente reperibili sul mercato

perché più diffusi; si tratta degli elementi che fanno vanno a comporre il power block (si pensi ad esempio

alle turbine realizzate da Siemens) oppure al piping per la circolazione del fluido termovettore. Altri

componenti sono specifici ed afferenti alla sola filiera del solare termodinamico. Parliamo degli specchi

parabolici, degli eliostati, dei tubi ricevitori, ecc. Per questi elementi il numero di fornitori presenti sul

mercato è limitato, proprio perché il mercato stesso del CSP non ha ancora raggiunto una certa maturità e

diffusione. Si tratta di imprese ad alto contenuto tecnologico che hanno allargato il loro portafoglio

prodotti (ad esempio i produttori di specchi) oppure che sono focalizzate unitamente sul termodinamico

(come l’italiana Archimede, fornitrice di tubi ricevitori).

Dal punto di vista degli attori del settore, la filiera mondiale del solare termodinamico, nell’ultimo anno,

non ha fatto registrare grossi scossoni, al netto di alcuni piccoli cambiamenti. Si può dire, in generale, che la

filiera si sia sostanzialmente stabilizzata e la scena internazionale sia ormai dominata da alcuni grandi

player che hanno la forza e la capacità per poter affrontare progetti sempre più ambiziosi. Il numero

crescente di progetti intrapresi, tuttavia, lascia spazio ad altre imprese di crescere ed affermarsi su scala

mondiale.

Per quanto riguarda la filiera italiana il discorso cambia leggermente. Con l’entrata in vigore del decreto

rinnovabili del luglio 2012 c’è stato un incremento dell’interesse verso il termodinamico che ha portato

diverse imprese che già operavano nelle rinnovabili, a proporsi con questa tecnologia. Questo vale in modo

particolare per gli impianti di piccola potenza, il cosiddetto mini-CSP, dove la configurazione impiantistica

non risulta troppo complessa. La stesa cosa non si può dire sia accaduta anche per le imprese che si

propongono di realizzare impianti di potenza di media-grande taglia (dai 10 ai 50 MW) dove gli operatori

sono rimasti sostanzialmente gli stessi e dove recuperare il terreno perso in termini di gap tecnologico e

know-how non è impresa semplice.

Un capitolo a parte (il paragrafo 5.5) può essere riservato alle imprese manifatturiere che compongono la

filiera, ovvero dei fornitori della componentistica. Quest’ultimi, con riferimento alla catena del valore sopra

rappresentata, intervengono nella fase realizzativa del progetto, nell’attività di procurement. In questo caso

è molto più difficile entrare nel mercato, per una serie di motivi piuttosto scontati. I componenti di un

impianto solare termodinamico sono tecnologicamente complessi e la loro configurazione attuale è il

risultato di anni di ricerca e sviluppo. Alcune componenti, come gli specchi o le strutture di supporto, hanno

raggiunto livelli di precisione ed efficienza altissimi e sono oggetto di miglioramenti marginali; altri, come i

ricevitori o i fluidi termovettori, offrono margini di miglioramento più ampi ma necessitano di progetti di

ricerca molto onerosi e di lungo termine. Nel primo caso la filiera è controllata dalle poche imprese

specializzate che forniscono i componenti e che sono in grado di sostenere un miglioramento incrementale

nelle performance degli stessi. Nel secondo caso sono poche le imprese altamente specializzate che

intraprendono progetti di sviluppo radicali; ad esse possono essere d’aiuto i centri di ricerca nazionali, con

collaborazioni a progetto o altre forme di partnership.

In ogni caso nella componentistica, a livello mondiale, appare improbabile che si possano affermare dei

fornitori ex novo nella filiera, proprio per tutte le considerazioni sovra esposte.

Per analizzare la filiera è quindi opportuno separare l’analisi in due momenti. Dapprima si analizzerà la

filiera dal lato impianti, ovvero selezionando le maggiori società di progettazione e costruzione


impiantistica con forte specializzazione e competenze tecnologiche nel solare termodinamico (le cosiddette

Società di Ingegneria Solare). In seguito si analizzerà la filiera focalizzandosi sui fornitori di componenti.

5.1 La filiera mondiale del solare termodinamico

Nei seguenti paragrafi verrà analizzata la filiera mondiale del solare termodinamico secondo le due aree

identificate, quella dell’impiantistica e quella della componentistica.

5.1.1 La filiera del CSP nel mondo: impiantistica

Come già accennato sopra, il mercato del solare termodinamico è sostanzialmente dominato da alcuni top

player, i quali non sono altro che i pionieri del settore, ovvero quelle imprese che dagli albori della

tecnologia hanno scelto di investire con ferma convinzione nel CSP e ora raccolgono i frutti del know-how

accumulato e della, seppur ancora limitata, esperienza.

Nella tabella 5.1 si possono osservare i principali player della filiera del solare termodinamico.

Impresa Nazione Tecnologia Potenza cumulata a fine 2012 (MW)

Fatturato (mld €)

Albengoa Solar Spagna Parabolic trough/solar tower

631 7,089

Acciona Spagna Parabolic trough 314 6,6 NextEra USA Parabolic trough 310 3 Cobra Spagna Parabolic trough 300 4

Torresol Spagna Parabolic trough/solar tower

120 Nd

Renovables Samca Spagna Parabolic trough 100 Nd Tabella 5.1 - Principali player internazionali attivi nella realizzazione di impianti solari termodinamici

Non si può fare a meno di notare come il mercato sia attualmente dominato dalle compagnie spagnole, con

in testa la leader assoluta Albengoa, seguita dai vari Acciona, Cobra, Torresol e Samca. Albengoa consolida

la sua posizione con ulteriori installazioni nel 2012 per circa 40 MW. Acciona rimane al secondo posto ma

nel corso dell’ultimo anno non ha aggiunto nessun MW al suo bacino di installazioni. Chi invece ha fatto

notevoli passi in avanti è Cobra che, con ben 150 MW installati negli ultimi 12 mesi ha raddoppiato la sua

capacità. Sono infine rimaste ferme alle loro installazioni le restanti Torresol e Renovables Samca che

chiudono la classifica dei big.

Il dominio delle imprese spagnole non deve certo sorprendere, visto che risente del grosso impulso dato al

mercato negli ultimi anni grazie al contesto normativo favorevole, nonché delle condizioni adeguate a

questo tipo di impianti.

Nei prossimi 2/3 anni questa graduatoria non dovrebbe essere stravolta, dal momento che le compagnie

spagnole stanno completando alcuni progetti avviati negli ultimi anni e che consentiranno di incrementare

la loro potenza installata. La fermata improvvisa e inaspettata del mercato spagnolo non deve ingannare,


perché le società spagnole, lungimiranti e votate al mercato mondiale, sono presenti in molti dei progetti

che stanno procedendo a passo spedito in varie parti del mondo.

Per il momento le uniche imprese che riescono a spezzare, per così dire, la supremazia spagnola sono le

statunitensi. NextEra si mantiene nelle prime posizioni grazie ai primi impianti SEGS di fine anni ’80 in

California. Chi a breve è destinata a scalare posizioni è invece la Solar Reserve, ancora fuori classifica

perché i suoi impianti non risultano ufficialmente attivi, ma che già da quest’anno avvierà diversi megawatt

negli Usa e detiene altrettanti cantieri a aperti in varie zone del pianeta.

In seguito viene presentato un breve profilo delle società più importanti.

Albengoa Solar

È una multinazionale che applica soluzioni tecnologiche innovative per la sostenibilità nei settori

del’energia e dell’ambiente, generando energia dal sole, producendo bio carburanti, desalinizzando l’acqua

e riciclando gli scarti industriali. Ha un fatturato di 7,089 miliardi di €. Nel settore energetico opera per lo

più nel termodinamico e, in parte, anche nel fotovoltaico. Attualmente conta ben 631 MW operativi e ben

1.010 MW in costruzione tra Spagna, Stati Uniti, Nord Africa, Sud Africa e Medio Oriente. È un’impresa

piuttosto unica nel suo genere, perché oltre che a realizzare la progettazione e costruzione dell’impianto, è

in grado di produrre alcuni componenti chiave, come le strutture di supporto e gli specchi parabolici. Altra

caratteristica peculiare è la capacità tecnologica di realizzare sia impianti a parabolic trough sia solar tower.

Solitamente, invece, le imprese si specializzano in una delle tecnologie a disposizione. Queste

caratteristiche fanno di Albengoa un’impresa molto integrata e anche versatile, in grado di coprire

autonomamente gran parte delle attività per la realizzazione di un impianto finito.

Acciona

Ha un profilo simile ad Albengoa. È una grande società di ingegneria solare, con un fatturato di 6,6 miliardi

di € nel 2011. È leader globale nel settore delle rinnovabili, dove opera in 30 paesi. Rispetto ad Albengoa è

più diversificata perché opera anche nelle infrastrutture. Nelle rinnovabili abbraccia tutte le tecnologie, dal

fotovoltaico, all’eolico, al termodinamico, alla biomassa. Nell’ultimo anno non ha aumentato le installazioni

ed è sembrata timida nella realizzazione di nuovi progetti. Evidentemente la sua diversificazione ha portato

ad orientarsi su altre tecnologie. Per quanto riguarda gli impianti CSP opera nelle fasi di engeneering and

construction e nella successiva di operations and maintenance.

NextEra

Colosso statunitense che opera nel settore energetico a 360 gradi, con un forte impegno nelle rinnovabili

(solare, fotovoltaico, eolico) ma anche con una significativa presenza nel nucleare e nelle fonti fossili. Per

quanto concerne il termodinamico è al momento il più importante player degli USA con i 310 MW degli

impianti SEGS in California. Con la costruzione in corso di altri progetti in USA e in Spagna intende

mantenere una certa rilevanza all’interno della filiera. In quanto a dimensioni l’ordine di grandezza è lo

stesso delle leader spagnole, con circa 3 miliardi di € di fatturato.

Cobra

È una grande società di engeneering and construction che opera nell’energie e in infrastrutture di vario tipo

(ferrovie, telecomunicazioni, industrie …). Nell’energia opera nell’eolico, nel termodinamico e negli impianti

a combustibili fossili. Ha dunque un profilo più simile ad Acciona piuttosto che ad Albengoa. In termini di

fatturato le dimensioni sono comparabili, il gruppo spagnolo Cobra raggiunge quasi i 4 miliardi di € di

fatturato.


Torresol

È una compagnia energetica frutto di una joint venture tra Sener (società di ingegneria multinazionale

spagnola) e MASDAR (compagnia energetica di Abu Dhabi). A differenza delle imprese analizzate fino ad ora

è stata costituita ad hoc per realizzare e mantenere operative grandi centrali CSP in tutto il mondo.

Attualmente conta soltanto tre impianti attivi in Spagna per un totale di 120 MW. È però un’impresa molto

dinamica, che intende assumere nel prossimo futuro un ruolo da protagonista nel settore. Si propone di

realizzare nuovi impianti in Europa, Africa, Medio Oriente e USA. Si presenta con le tecnologie parabolic

trough e solar tower. Rispetto alle imprese precedenti il suo raggio d’azione è molto più limitato ed è molto

focalizzata sul CSP.

Renovables Samca

Il gruppo Samca è il più diversificato rispetto a quelli visti finora. Oltre che nell’energia, opera

nell’estrazione mineraria, nella plastica, nell’agricoltura, nelle fibre sintetiche. Per quanto riguarda

l’energia, tramite la controllata Renovables Samca, propone le tecnologie dell’eolico e del termodinamico,

con un totale per quest’ultimo di 100 MW installati. Non si presentano all’orizzonte progetti rilevanti per il

CSP.

Conclusioni

Prendendo in considerazione i 6 principali player a livello globale si può constatare come tutti operino nel

settore dell’impiantistica, agendo come EPC contractor nella realizzazione di un impianto. Tra di essi, però,

si possono trovare delle differenze significative.

Alcuni sono vere e proprie “società di ingegneria solare” che progettano e realizzano impianti energetici

basati su fonti rinnovabili di varie tecnologie (Albengoa, NextEra, Torresol).Altri sono grandi gruppi di

ingegneria impiantistica che operano in vari settori (solitamente nelle grandi infrastrutture di rete,

trasporti, costruzioni) con una delle divisioni che si occupa di rinnovabili di vario genere (Acciona, Cobra,

Samca). Solo Albengoa Solar è attiva anche nella componentistica, ma è un caso unico nel mercato.

5.1.2 La filiera del CSP nel mondo: componentistica

Azienda Paese Componenti

Albengoa Solar Spagna Collettori Albiasa Solar Spagna Collettori Flagsol Germania Collettori Novatec Solar Germania Collettori Solagenix Energy USA Collettori Ausra USA Specchi Flabeg Germania Specchi Rioglass Solar Spagna Specchi Saint-Gobain Francia Specchi Almeco Germania - Italia Strutture di supporto Isowat Made Spagna Strutture di supporto Lointek Spagna Tubi ricevitori Schott Solar Germania Tubi ricevitori Tabella 5.2 - I principali produttori mondiali di componenti per impianti solari termodinamici.


Come si può osservare dalla tabella 5.2, il dominio delle imprese spagnole, tedesche ed americane è

piuttosto evidente. Vista l’importanza dei rispettivi mercati, vedere imprese di Spagna e Usa ai primi posti

anche nella componentistica non desta alcuna sorpresa. La Spagna, in particolare, grazie alle sue imprese è

in grado di coprire la catena del valore della filiera al 100%. È il frutto del grande impulso dato al solare

termodinamico dal governo spagnolo e che ha portato la Spagna ad essere il mercato di riferimento per il

CSP. È anche vero che il settore spagnolo delle rinnovabili ha subito un pesante arresto con il nuovo

governo, ma le imprese iberiche hanno avuto modo negli anni scorsi di crescere e di crearsi una posizione

alquanto solida nella competizione internazionale. Albengoa e Albiasa sono leader nei collettori parabolici,

Rioglass negli specchi, Isowat è uno dei pochi fornitori di strutture di supporto e Lointek si gioca la difficile

partita dei tubi ricevitori.

Curioso è, invece, il caso della Germania, la quale si presenta con imprese di livello in tutte le componenti,

nonostante il mercato del solare termodinamico nel paese sia pressoché assente. Oltretutto l’unica società

di impiantistica, Solar Millennium, è stata dichiarata fallita nel febbraio 2012; nello stesso anno Siemens ha

deciso di disinvestire le sua attività impegnate nel solare termodinamico uscendo dalla partnership con

Archimede. Ma tutto ciò non ha scoraggiato le altre imprese della filiera che, grazie alla grande tradizione

manifatturiera tedesca, stanno giocandosi la partita sul terreno della competizione globale, con ottimi

risultati. Flagsol e Novatec, per esempio, sono tra i primi produttori di collettori, mentre la Schott Solar è il

principale fornitore di tubi ricevitori.

Albengoa Solar

L’ azienda spagnola è la leader assoluta della filiera mondiale del CSP. Opera anche, forse soprattutto,

nell’impiantistica, è attiva nella ricerca su più fronti.

Per quanto riguarda la componentistica realizza strutture di supporto e specchi curvi per collettori

parabolici. Attualmente i suoi investimenti sono focalizzati sui collettori allo scopo di alzare la temperatura

di utilizzo del fluido termovettore per aumentarne l’efficienza. Rilevante è la costruzione di un impianto

pilota a sali fusi allo scopo di ricercare l’aumento di efficienza dei sistemi di stoccaggio.

Il suo attivismo multi direzionale fa di Albengoa una realtà assolutamente unica nel panorama del CSP. È la

società che più di tutte investe in questa tecnologia e lo fa con una convinzione e uno sforzo inferiori a

nessun altro.

Albiasa Solar

Opera in quasi tutte le rinnovabili, ma nel termodinamico dimostra un impegno particolare. Detiene infatti

il brevetto di un collettore parabolico, è il fornitore di collettori di un impianto da 50 MW in costruzione a

Saucedilla (Caceres), è il fornitore principale di collettori negli USA, si è aggiudicata la fornitura di un

impianto da 50 MW in fase di sviluppo in India. Infine ha sviluppato una tecnologia proprietaria per un

impianto di mini - CSP da 1,5 MW con tecnologia ORC. Tutto ciò fa di Albiasa una compagnia di riferimento

nel mercato mondiale, all’avanguardia nell’innovazione e alla ricerca di nuove soluzioni.

Flagsol

È tra i pionieri del settore, tra le aziende che hanno partecipato alla realizzazione dei primi impianti SEGS.

Ha sviluppato competenze all’avanguardia nei parabolic trough, produce infatti i componenti principali del

campo solare, collettori e fluidi di trasferimento, per i quali detiene delle tecnologie proprietarie. Opera

anche come EPC contractor, occupandosi di tutte le fasi della realizzazioni dell’impianto, progettazione,

costruzione, mantenimento, anche dell’autorizzazione e del finanziamento.


Novatec Solar

Azienda specializzata negli impianti Fresnel (es. impianto Puerto Errado 2), tecnologia nella quale possiede

delle soluzioni brevettate ed è leader di mercato.

Il 35% del pacchetto azionario è stato comprato da ABB, con opzione di acquisizione per il 100%, allo scopo

dichiarato di investire nel termodinamico.

Flabeg

Può essere considerata la vera antagonista di Albengoa, per caratteristiche specifiche e posizionamento

nella filiera. Essa, infatti, opera sia nella componentistica che nel’impiantistica completa.

È pioniere degli specchi per CSP parabolic trough (i primi impianti SEGS negli USA). È leader di mercato per

gli specchi , produce specchi per tutte le tipologie di impianti CSP e CPV. Le attività di ricerca sono continue

e finalizzate alla riduzione dei costi e all’ampliamento delle applicazioni.

Almeco Solar

Filiale tedesca di una multinazionale italiana. È specializzata nei rivestimenti high-tech in alluminio per

sistemi che producono calore dall’energia solare.

Produce:

- Specchi;

- Collettori;

- Strutture di supporto.

Schott Solar

Multinazionale tedesca tecnology - based specializzata nella lavorazione di vetro e materiali speciali, con un

vasto campo di applicazioni. Nel CSP realizza i tubi ricevitori per collettori parabolici, di cui leader mondiale

tecnologico e di mercato.

- Il 22/11/2012 ha raggiunto il milionesimo ricevitore venduto;

- Il 2/11/2012 si è aggiudicata la fornitura di 17.000 ricevitori per il primo impianto di CSP in India.

È pronta per iniziare la produzione di una nuova generazione di ricevitori che aumenteranno l’efficienza e la

stabilità nel lungo termine.

Conclusioni I tubi ricevitori sono componenti fondamentali in un impianto di CSP; i produttori sono pochi, la

concorrenza è bassa perché è un prodotto ad alto contenuto tecnologico, c’è un knowledge gap difficile da

colmare per eventuali nuovi entranti.

Al lato opposto troviamo le strutture di supporto per le quali non serve una particolare specializzazione; è

la componente più semplice di un impianto, non è oggetto di ulteriore ricerca perché non influenza più di

tanto l’efficienza energetica globale di un impianto.

Quello degli specchi è un segmento particolare della filiera, perché troviamo un solo operatore a livello

globale molto focalizzato nel solare termodinamico (Flabeg) e anche molto attivo nella ricerca. Gli altri sono

altrettanto attivi nella ricerca ma sono aziende decisamente più diversificate, operando in più settori,

operando nella lavorazione dell’acciaio e dei rivestimenti high – tech in più campi.


Infine, nella filiera del CSP, troviamo diverse imprese che realizzano un collettore completo (fatto dallo

specchio concentratore e dal tubo ricevitore) e in molti casi brevettano la loro soluzione. Questo dimostra

come le competenze tecnologiche e la continua innovazione tecnologica siano dei fattori imprescindibili in

questo segmento della filiera.

Troviamo pochi operatori che controllano il mercato mondiale. C’è un gap in termini di know-how difficile

da recuperare autonomamente; tuttavia il mercato in espansione incoraggia alcune imprese ad entrare in

questo settore. Da interpretare in questo senso sono alcuni movimenti come quello della giapponese

Chiyoda e della multinazionale ABB. Chiyoda per esempio acquistando il 15% di Archimede intende entrare

ed investire nel solare termodinamico sfruttando le competenze sviluppate da Archimede. Allo stesso

modo ma in scala più grande si può leggere la mossa di ABB con Novatec Solar; quindi anche un colosso

mondiale come ABB per investire in un nuovo mercato come quello del CSP ed entrare rapidamente in

competizione sceglie la via della partnership con uno dei principali operatori che lavora e fa ricerca nel

settore da anni.

5.2 La filiera italiana del solare termodinamico

La filiera italiana del solare termodinamico è piuttosto solida ed articolata, perché si compone di varie

imprese che rientrano nella categoria che abbiamo chiamato “impiantistica” e può vantare alcune

eccellenze nella categoria “componentistica”.

Nella tabella 5.3 si trova un elenco degli operatori italiani della filiera, con una breve descrizione e la loro

posizione nella filiera.

NOME SEDE PRODOTTI POSIZIONE NELLA FILIERA

Almeco spa San Giuliano Milanese (MI)

Specchi dei collettori Componentistica

Archimede Solar Energy

Massa Martana (PG) Tubo ricevitore ad alte prestazioni

Componentistica

Biosolar Flenco Group

Avigliana (TO) Impianti da fonti rinnovabili

Impiantistica

Costruzioni Solari Cavallino (LE) Pannelli solari Componentistica/impiantistica

Fabbrica Energie Rinnovabili Alternative

Milano Impianti completi (anche combinati) a tecnologia Fresnel

Impiantistica

Marcegaglia Energy Mantova Impianti a fonti rinnovabili

Impiantistica

Reflex spa Treviso Specchi riflettenti Componentistica Sitalcea srl Pavia Bioedilizia, impianti PV

e biogas Impiantistica

Solar Brain Roma Moduli fotovoltaici, inverter, impianti completi

Componentistica/impiantistica

Solo Rinnovabili srl Brescia Impianti eolici Impiantistica


La filiera italiana presenta delle peculiarità che è opportuno precisare.

5.2.1 La filiera del CSP in Italia: impiantistica

Innanzitutto bisogna precisare che le imprese italiane non sono nemmeno lontanamente paragonabili ai

colossi mondiali analizzati nel paragrafo precedente. Questo sia in quanto a dimensioni, il fatturato medio è

di un ordine di grandezza inferiore, sia perché il track record delle installazioni, in confronto, è a dir poco

irrisorio.

Se ci limitiamo, infatti, alle sole installazioni in Italia di impianti termodinamici il confronto non potrebbe

reggere, dal momento che in Italia l’unico esempio è dato dall’impianto, oltretutto dimostrativo, di Priolo

Gargallo da 5 MW realizzato da Enel Green Power in collaborazione con Archimede Solar Energy ed ENEA.

In realtà le imprese italiane in grado di realizzare impianti termodinamici sono già attive nel settore delle

rinnovabili, con una forte presenza nell’eolico e/o nel fotovoltaico, ed hanno intrapreso negli ultimi anni

anche la strada del termodinamico. Al momento imprese totalmente focalizzate sul termodinamico non

avrebbero ragioni di esistere dal momento che un mercato vero e proprio non c’è.

Un altro gruppo di imprese, invece, fa parte di gruppi internazionali e detiene una consistente presenza

anche in Italia.

Struttura Informatica srl

Firenze Software per simulazione dinamica impianti CSP

Software

Techint Milano Grandi impianti di vario tipo

Impiantistica

Trivelli Energia Brescia Collettori solari in acciaio e carbonio piccoli impianti


Turboden Brescia Turbogeneratori per CSP

Componentistica

Dedalo Esco Bergamo Ottimizzazione impiantistica

Impiantistica

Enel Green Power Roma Grandi impianti vario genere

Impiantistica

Innova Solar Energy Chieti Piccoli impianti Impiantistica Ronda High Tech srl Zane (VI) Pannelli per specchi

parabolici, impianti dimostrativi


Renexia (controllata di Toto)

Chieti Impianti eolici e PV Impiantistica

Ingeteam Castel Bolognese (RA) Impianti CSP e altre tecnologie

Impiantistica

Soltigua Gambettola (Cesena) Collettori e impianti completi, parabolic trough e Fresnel


Tabella 5.3 - Principali operatori italiani della filiera del solare termodinamico


Dal punto di vista puramente tecnologico, la grande discriminante rispetto ai competitor mondiali è che le

soluzioni avanzate dalle imprese italiane sono molto più scalabili, soprattutto verso il basso. Osservando il

mercato mondiale si nota come la configurazione di impianto tipica è quella da 50 MW, con progetti più

recenti che propongono parchi da 100 MW o più, visto che la dimensione ottimale pare essere di

quell’ordine di grandezza. In Italia, invece, impianti da 50 MW sembra difficile che vengano realizzati. In

base alle proposte presentate negli ultimi mesi dalle imprese, sarà forse possibile vedere la realizzazione di

parchi da alcune decine di MW e molto più probabili saranno le installazioni da pochi MW (sotto i 10 MW)

ovvero afferenti alla taglia del mini-CSP.

Le imprese che si sono distinte maggiormente per l’impegno e l’interesse dimostrato nel solare

termodinamico sono FERA, Repower, Soltigua, Ingeteam, Turboden, Enel Green Power, Ronda, Renexia,

Trivelli e Innova Solar Energy.

5.2.2 La filiera del CSP in Italia: componentistica

L’industria del CSP offre in Italia importanti realtà, alcune delle quali rappresentano un riferimento di rilievo

anche a livello internazionale. In quanto a componenti le imprese italiane, seppur nella loro dimensione più

ridotta, sono in grado di fornire quasi tutti gli elementi necessari alla costruzione di un impianto. Nella

tabella seguente riportiamo i principali imprese manifatturiere italiane operanti nel solare termodinamico.

NOME SEDE PRODOTTI FATTURATO 2011

Almeco San Giuliano Milanese (MI)

Specchi nd

Archimede Solar Energy Massa Martana (PG)

Tubo ricevitore 130 mln €

Reflex Treviso Specchi nd Turboden Brescia Turbine 100 mln € Ronda Zane (VI) Collettori 200 mln €

Soltigua Gambettola (FC) Collettori nd

Tabella 5.4 - Principali produttori italiani di componentistica per impianti solari termodinamici

Di queste, le uniche ad avere una voce importante nel contesto internazionale sono Almeco, per quanto

riguarda gli specchi ricevitori, e Archimede, che è tra i pochi produttori di tubi ricevitori al mondo. Le altre

imprese dal punto di vista tecnologico hanno poco o nulla da invidiare ai concorrenti stranieri; hanno però

uno svantaggio significativo dal punto di vista dei volumi, dato che il mercato interno non è florido se

comparato a quello spagnolo o statunitense, tanto per citare i due paesi al momento più attivi.

Almeco vanta un buon network internazionale, tant’è che ha una sedi produttive in Germania, Francia, Usa

e Cina. Ha sviluppato negli anni una leadership mondiale nella lavorazione dei rivestimenti in alluminio ed è

riuscita a trasferire questa leadership anche nel termodinamico.

Ronda e Soltigua hanno sviluppato dei collettori per impianti parabolici per soluzioni di piccola-media

taglia, adatte al contesto italiano, nel quale la grande, e forse unica, speranza è quella di creare un mercato

per il mini – CSP.


Turboden è il leader italiano di mercato per la fornitura di turbine per impianti di potenza di diverse taglie;

inoltre si propone anche come progettista di piccoli impianti afferenti alla sfera del mini – CSP.

5.2.3 Le principali imprese italiane della filiera del termodinamico

FERA

È un’azienda tutta italiana che opera solamente nelle rinnovabili. Le tecnologie a cui fa riferimento sono

eolico, solare e idroelettrico. Il gruppo è uno degli operatori di riferimento del settore per l’eolico; negli

ultimi anni, a partire dal 2008, ha creato una divisione di R&S (Ferasolar) interamente dedicata allo sviluppo

di soluzioni di solare termodinamico. Ha scelto di sviluppare la tecnologia linear Fresnel, realizzando

impianti “chiavi in mano” per diverse applicazioni:

- Impianti per la produzione di energia elettrica;

- Impianti combinati CSP - biomassa;

- Impianti solar cooling;

- Impianti solar heating per processi industriali;

- Impianti di dissalazione.

Oltre a proporsi come EPC contractor la società gestisce i propri impianti come un’utility, vendendo

l’energia elettrica prodotta.

La vocazione innovativa e tecnologica dell’azienda è testimoniata dalla sua partecipazione a numerosi

progetti finanziati, sia nazionali che internazionali. Oggi la società è capofila di u consorzio creato attraverso

un progetto, FREeSUN, finanziato nell’ambito Industria 2015 (Ministero dello Sviluppo Economico) per lo

sviluppo di una filiera italiana del sistema Linear Fresnel. È dotata di una tecnologia tutta proprietaria è ha

depositato numerosi brevetti.

Per avere un’idea delle dimensioni, il fatturato è circa di 35 milioni di €. Al momento conta alcune piccole

installazioni entro il MW di potenza, a scopo sperimentale. È in fase di autorizzazione per alcuni impianti in

Sardegna e Sicilia e conta di iniziare la costruzione entro la fine di quest’anno.

Ingeteam

Opera nei settori dell’industria e dell’energia, con un forte orientamento alla ricerca e sviluppo; in

particolare ne settori tecnologici dove vi è un grande scambio di energie, sia in termini di generazione che

di consumo. Nell’energia offre soluzioni per il fotovoltaico, l’eolico, la biomassa, l’idroelettrico e per il

solare termodinamico. In quest’ultimo si occupa delle attività di ingegneria, costruzione, avvio e consegna

dell’impianto. È un’azienda multinazionale con un fatturato di 320 mln di €, con sede in Spagna ma con

un’importante divisione italiana. Ha individuato delle aree in Sicilia e Basilicata idonee all’applicazione del

CSP e sono in corso di valutazione alcuni progetti per un totale di ben 190 MW.

Ronda

È un gruppo che opera in vari settori tra cui l’energetico. La sua divisione high-tech si occupa del

termodinamico proponendosi sia come fornitore di collettori solari (ha realizzato quelli per l’impianto di

Priolo Gargallo) sia come EPC contractor per impianti completi. Attualmente non ha realizzato installazioni,

è ancora un centro di ricerca ad alto contenuto tecnologico, ha partecipato ad alcuni progetti di ricerca con

l’ENEA. E’ in trattativa con alcuni enti locali per l’installazione di nuovi impianti nel sud Italia.


Archimede Solar Energy

È il fiore all’occhiello dell’industria italiana del solare termodinamico. È tra i leader mondiali nella produzione di tubi ricevitori ad alte performance per impianti CSP a collettori parabolici. Ha sviluppato soluzioni innovative grazie anche alla collaborazione con ENEA che ha portato al primo impianto dimostrativo in Italia a Priolo Gargallo, in Sicilia. Produce tre categorie di tubi per differenti fluidi termo vettori. Oltre ai ricevitori ad olio diatermico, diffusi sul mercato come la soluzione dominante, lavora a dei tubi che lavorano con i sali fusi come fluido HTF e con tubi per la soluzione direct steam generation. L’obiettivo è la ricerca di ricevitori che possano operare ad una temperatura superiore e/o avere un’efficienza maggiore rispetto alle soluzioni attuali. Queste alternative, al momento, non hanno trovato sbocco sul mercato per l’incertezza che le accompagna, ma potrebbero portare ad una svolta radicale nella configurazione d’impianto. L’attrattività di questa impresa è dimostrata dal recente accordo di partnership stretto con la giapponese Chiyoda, colosso mondiale dell’impiantistica e delle infrastrutture. In precedenza Archimede era controllata dal Gruppo Angelantoni e da Siemens.

5.3 Il caso del mini – CSP

Il mini – CSP può essere considerata una nicchia di mercato all’interno del solare termodinamico. In realtà si

potrebbe considerare qualcosa in più che una nicchia, in alcune situazioni può essere la situazione ideale

per la produzione di energia, elettrica o termica. È il caso, per esempio, delle piccole isole tropicali, dove c’è

un elevato livello di irraggiamento e dove non c’è una rete elettrica diffusa; oppure nel caso di piccole

comunità localizzate in aree sperdute, lontane dai grandi centri abitati, dove far arrivare la rete elettrica è

spesso difficile e sconveniente. Ma, al di là del caso un po’ raro delle soluzioni de localizzate, il mini – CSP è

un’alternativa molto valida in un paese come l’Italia, dove l’insolazione è buona ma solo in poche regioni è

sufficiente a giustificare grandi investimenti nel termodinamico, dove non è facile trovare dei siti adatti

all’applicazione del CSP su larga scala e, se si trovano, risulta arduo superare i vincoli ambientali e di tutela

del territorio del nostro Bel Paese. Ecco allora che, il mini – CSP, viene incontro a queste esigenze, con

investimenti non troppo elevati, con un impatto ambientale limitato viste le dimensioni ridotte degli

impianti, con la possibilità di sfruttare la cogenerazione per i distretti industriali particolarmente energivori.

A livello mondiale la filiera del mini – CSP non è molto sviluppata, al più si trovano grandi aziende che

hanno recentemente studiato una soluzione ad hoc per i piccoli impianti. Dove la filiera del mini – CSP si è

sviluppata ed è pronta ad irrompere sul mercato con forza è appunto in Italia, dove troviamo una vasta rete

di piccole medie imprese ad alto capitale tecnologico che, spesso partendo da una buona tradizione nelle

rinnovabili più diffuse, hanno voluto raccogliere la sfida del termodinamico.

Due sono le categorie di imprese che, in Italia, si rivolgono al mercato con soluzioni classificabili come mini

– CSP. Da un lato troviamo gli operatori più importanti che offrono spesso applicazioni “scalabili” verso il

basso, ovvero fatte da tanti moduli di pochi MW per il campo solare. La potenza totale dell’impianto

dipende dunque dal numero di moduli che compongono il campo solare; chiaramente in funzione della

potenza nominale d’impianto vanno adattati gli altri elementi di progetto come il power block e gli

elementi minori (piping, …). Dall’altro lato troviamo un insieme di piccole imprese che è più opportuno

considerare dei laboratori tecnologici, che hanno la capacità di progettare, installare e mantenere in

funzione un impianto CSP di piccola taglia. Solitamente sono aziende composte da pochi addetti, perché

svolgono prevalentemente attività di progettazione e consulenza energetica. Tutti o quasi i componenti

vengono reperiti sul mercato tramite i fornitori principali. L’output finale è un piccolo impianto, spesso di


cogenerazione e a volte solo per la produzione di calore, progettato e realizzato per un’applicazione

specifica di soggetti industriali o investitori privati.

Di seguito vengono descritte brevemente le aziende italiane che si sono affacciate sul mini e micro – CSP

con maggior convinzione e con le soluzioni più interessanti.

Trivelli Energia

Start-up nata per industrializzare un brevetto riguardante un sistema di produzione di energia a

concentrazione solare a basso costo. È una soluzione che si applica a impianti di micro – CSP per la

climatizzazione invernale/estiva o per impianti industriali.

Esempi di impianti:

- Impianto termico 110 kW per centro benessere e piscina (Lecce) - Impianto solar cooling/heating da 70 kW (Pavia)

Guarda all’estero in ottica di trasferimento tecnologico in alcune regioni dell’Africa.

Turboden

Turboden è una società italiana specializzata nella costruzione di turbogeneratori basati sul Ciclo Rankine

Organico, una tecnologia per la produzione combinata di energia elettrica e calore partendo da diverse

fonti di energia e particolarmente adatta alla generazione distribuita. È l’azienda di riferimento per la

fornitura delle turbine per impianti che lavorano a cicli termodinamici.

Per quanto riguarda il mini – CSP realizza impianti da 1 MW circa con tecnologia solare a concentrazione; si

occupa della progettazione e della produzione di alcune componenti (power block), il resto è reperito sul

mercato.

È partner del progetto SOLAR finanziato dal governo italiano con 15,7 milioni di euro, un laboratorio

pubblico-privato per lo sviluppo di tecnologie innovative nel campo della generazione diffusa di potenza

elettrica da fonte solare, in collaborazione con varie università, imprese, centri di ricerca italiani.

Innova Solar Energy

Dal 2005 Innova è attiva nello sviluppo di generatori avanzati CSP per applicazioni di generazione distribuita

di energia. È un’azienda all’avanguardia, dato che, a differenza degli altri, si propone con una tecnologia

ancora non presente sul mercato.

E' focalizzata sui più promettenti segmenti tra le tecnologie di generazione da energia solare emergenti: la

tecnologia Dish/Stirling (oggi) e (in prospettiva), l'High Concentration Photovoltaic (HCPV).

Attualmente ha già lanciato sul mercato un cogeneratore di energia elettrica e termica, basato su

tecnologia Dish/Stirling, con potenze di picco di 1 kWe e 3 kWt, con vantaggi sostanziali rispetto alle

soluzioni alternative disponibili sul mercato.

I suoi prodotti:

- TRINUM, impianto solare a concentrazione ideato per produrre energia elettrica e acqua calda, è un sistema di cogenerazione basato sulla tecnologia dish-Stirling;

- TURBO CALDO, sistema di produzione solare termico da 7 kW.


Soltigua

Dal 2007 ad oggi Soltigua ha concentrato le proprie attività nella progettazione e sviluppo di collettori solari

a concentrazione e dei sistemi impiantistici che ne fanno uso, in modo particolare per il calore industriale di

processo.

Le attività di sviluppo prodotto hanno condotto alla creazione di un catalogo prodotti unico al mondo, che

include sia concentratori parabolici che Fresnel in grado di produrre calore fino a 250°C.

Prodotti:

- PTM, concentratore parabolico di taglia ridotta per applicazioni diffuse; - FTM, collettore lineare Fresnel per potenze comprese tra 30 kW e alcuni MW.

Progetti:

- Calore industriale di processo in India (652 kW) - Calore industriale di processo in Italia (1300 kW) - Solar cooling negli Usa (700 kW) - Solar cooling negli Emirati Arabi (1165 kW)

Con il progetto InSun sta realizzando due campi solari per generare vapore in due modi diversi:

indirettamente, usando olio diatermico e uno scambiatore di calore, e direttamente con un sistema DSG.

L’insieme dei due campi potrà generare fino a 1,3 MW termici.

Ohikia

Realizza un nuovo sistema per la generazione di energia da fonti rinnovabili che rientra nella categoria del

solare termodinamico, in grado di convertire l’energia solare in energia termica a un livello di temperatura

sufficientemente elevato da generare calore per usi industriali o residenziali, oppure essere convertita in

energia elettrica. È una soluzione molto particolare, è una sorta di evoluzione del solare termico ad alte

prestazioni in grado di produrre anche energia elettrica. È un sistema modulare che può servire per

riscaldamento, raffreddamento, elettricità.


6. Conclusioni

Nel 2012 il mercato del solare termodinamico si è mostrato molto attivo e molto promettente per il futuro.

I buoni risultati raggiunti negli ultimi due anni sono però solo l’inizio, il solare termodinamico deve ora

confermare tutte le aspettative di cui si fa carico.

Dal punto di vista tecnologico si sta andando in due direzioni. Per quel che riguarda i grandi impianti si sta

alzando la soglia di riferimento. Se finora tutti i grandi impianti sono stati parabolic trough da 50 MW, così

non sarà più in futuro. La taglia ottimale sembra essere di 100 MW o più, questo perché una maggiore

dimensione permette di sfruttare meglio il sistema di storage e di abbassare in definitiva il LEC. Inoltre

sempre di più saranno gli impianti a torre solare, che finora hanno avuto un ruolo marginale. I solar tower

sono gli impianti che sembrano avere maggiori potenzialità di sviluppo e di miglioramento di efficienza e, di

conseguenza, anche quelli con più possibilità di arrivare vicino alla grid parity, tra il 2020 e il 2025. Il

vantaggio di questa tecnologia è che può raggiungere temperature di esercizio più alte (600 °C contro i 390

°C dei parabolic trough) con effetti positivi sull’efficienza dei cicli termodinamici. Inoltre potendo lavorare

con un solo fluido termovettore (solitamente sali fusi oppure acqua nei sistemi DSG) evita i trasferimenti di

calore tra olio diatermico e sali fusi nei sistemi parabolic trough a doppio fluido termovettore. Anche per i

parabolic trough si sta cercando di progettare sistemi ad un solo fluido termovettore, ma la soluzione a sali

fusi presenta ancora dei problemi tecnici di difficile risoluzione, mentre più promettente sembra la

soluzione a direct steam generation, anche se è ancora in una fase di sviluppo iniziale e necessita di molti

sforzi di ricerca. La soluzione che utilizza il vapore diretto anziché olio diatermico è invece già sperimentata

e disponibile sul mercato nei sistemi a specchi lineari o di Fresnel. Questa tecnologia, che finora era

presente solo con qualche piccolo impianto dimostrativo, si sta diffondendo a livello commerciale,

soprattutto per i piccoli e medi impianti, non oltre i 30 MW. La maggior semplicità d’impianto e le

temperature di utilizzo più basse rendono questa tecnologia decisamente più economica ma inadatta nei

grandi impianti che richiedono alte temperature ed alte capacità di stoccaggio per essere convenienti

economicamente. È una soluzione che si adatta invece molto bene per gli impianti di piccola taglia, dove un

investimento in un sistema di stoccaggio sarebbe ingiustificato, mentre i Fresnel sono spesso preferibili per

la maggior sostenibilità economica.

Le soluzioni per i piccoli impianti sono molto interessanti per l’Italia, dove è difficile immaginarsi un futuro

in cui saranno i grandi impianti a dominare il mercato. È molto più probabile che il mercato si svilupperà

attorno agli impianti di piccola potenza, della categoria del mini o micro CSP. Sono gli stessi operatori del

settore ad affermare che, se verranno realizzati, saranno ben pochi i grandi impianti con una taglia

compresa tra i 10 e i 50 MW sull’onda dei generosi incentivi stanziati per il solare termodinamico dal

Decreto Rinnovabili del 6 luglio scorso. Le imprese, spinte dai cambiamenti attuati nel Decreto, si stanno

infatti attrezzando per sviluppare soluzioni ad hoc per il mini – CSP oppure soluzioni modulari che si

possano adattare facilmente sia per i piccoli che per i medi impianti. Determinante è stato dunque il

cambiamento normativo, che in accoglimento alle richieste di modifica avanzate dagli operatori, hanno

aumentato le tariffe feed – in e le hanno estese anche ai piccoli impianti, rilassando parzialmente i requisiti

minimi in termini di superficie captante e di capacità di storage.


Il mercato italiano ha tutte le carte in regola per decollare definitivamente, ha una filiera che può coprire

tutta la catena del valore o quasi, ha un quadro normativo molto favorevole e delle regioni con buoni livelli

di insolazione. Tuttavia stenta ancora a partire perché paga un processo autorizzativo molto difficoltoso,

che mette diversi ostacoli allo sviluppo del settore e scoraggia gli operatori stessi. Non c’è altra spiegazione

a questo ritardo che l’Italia sta accumulando rispetto agli altri paesi. Se anche i prossimi mesi passeranno

senza risultati significativi per le imprese italiane sarebbe deleterio, perché per recuperare il terreno perso

rispetto ai competitor stranieri potrebbe essere troppo tardi.

Il mercato mondiale, infatti, si sta muovendo e anche piuttosto in fretta. In USA il mercato è ripartito

qualche anno fa e i frutti si vedranno nei prossimi mesi. Ma il mercato che più dovrebbe interessare alle

imprese italiane è quello del bacino del Mediterraneo, in cui l’Italia potrebbe giocare un ruolo da

protagonista. Paesi come Marocco, Egitto, Israele, Tunisia, Arabia Saudita stanno facendo grandi passi

avanti nel solare termodinamico, grazie anche alla regia dell’ambiziosa iniziativa Desertec. Questi paesi

hanno avviato i primi cantieri, e stanno avanzando numerosi progetti sempre più ambiziosi. Stanno dunque

dimostrando di poter essere un importante sbocco per il mercato, nel quale ci potrà essere spazio un po’

per tutti, e sarebbe un peccato se le imprese italiane perdessero questa occasione.

Ma il mercato mondiale non si limita a questi paesi. Dopo alcuni anni di ricerca e sperimentazioni è arrivato

il momento di vedere le prime centrali di potenza in Cina, India, Cile e Sud Africa. L’attrattività di questi

paesi è data dai propri programmi nazionali, molto strutturati e altrettanto ambiziosi. È per questo che le

società che controllano il mercato, fondamentalmente le grandi società d’ingegneria solare e gli operatori

specializzati, si sono mossi con anticipo predisponendo dei propri uffici in questi paesi e prendendo contatti

con le autorità locali per ottenere le autorizzazioni e realizzare i primi impianti.

In un contesto competitivo globale di un mercato di nicchia, ancora per commesse, le aziende che riescono

a competere con successo sono proprio le società d’ingegneria solare e le aziende specializzate. Le prime

sfruttano le grandi dimensioni e la propria rete di contatti, sviluppata negli anni spesso in altre tecnologie

rinnovabili o nel settore delle costruzioni, per muoversi con decisione ed ottenere le commesse più

importanti. Le aziende specializzate possono sfruttare invece l’importante know-how acquisito negli ultimi

anni di ricerca e sperimentazione, che ha portato a sviluppare soluzioni tecnologiche all’avanguardia e di

grande affidabilità.

In un contesto del genere è raro assistere all’ingresso di nuovi entranti. Il gap tecnologico da recuperare è

notevole e implicherebbe investimenti ingenti per un orizzonte di medio – lungo termine. L’unica strada

percorribile è data dagli accordi di partnership, nei quali solitamente c’è una grande società (spesso un EPC

contractor o una società d’ingegneria molto diversificata) che dispone di notevoli risorse d’investimento e

acquista una quota di minoranza di una società specializzata che possiede il know-how tecnologico. In Italia

abbiamo assistito ad una situazione del genere che ha visto coinvolta Archimede Solar Energy, produttrice

di tubi ricevitori e partecipata prima da Siemens e ora dalla giapponese Chyioda.

Questo dimostra come le imprese italiane sono dotate di ottime proprietà tecnologiche e che possono

benissimo competere al livello dei grandi player internazionali, scontano tutt’al più un differenziale

negativo in termini di dimensioni e un gap in termini di track record, che al confronto è praticamente

insignificante. Come evidenziato nel capitolo 5, le imprese italiane sono in grado di coprire quasi tutta la

filiera del solare termodinamico ma pagano a caro prezzo la mancanza di un mercato interno. È anche vero

che alcune di esse, per la loro eccellenza, partecipano a progetti internazionali come fornitori di

componenti e altri ancora rientrano in gruppi internazionali. Tuttavia lo sblocco del mercato interno


darebbe loro la possibilità di esprimere ancor di più il loro potenziale e darebbe la possibilità, come in parte

sta avvenendo, ad altre imprese, che già operano nelle rinnovabili, di entrare nel settore offrendo anche

questo tipo di tecnologia, soprattutto nei mini impianti.

I motivi per essere fiduciosi non mancano, nonostante le difficoltà incontrate fino a questo momento. È

lecito aspettarsi dei risultati positivi nei prossimi 24 mesi da aziende come FERA, Ingeteam, Ronda,

Energogreen, Turboden, Enel Green Power le quali hanno avanzato diverse progetti per decine di MW ed

attendono risposte positive dagli enti locali.

Se l’Italia ha intenzione di rispettare gli obiettivi dichiarati nel Piano di azione nazionale per le energie

rinnovabili e nel Decreto Rinnovabili è necessario sbloccare il mercato una volta per tutte e partire con i

primi cantieri. I prossimi 24 mesi saranno dunque decisivi, probabilmente sarà l’ultima occasione per

l’affermazione o meno del solare termodinamico in Italia. A fine 2015, in caso positivo, si potrebbe fare un

primo bilancio dei risultati raggiunti e ridefinire gli obiettivi al 2020.


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Il solare termodinamico - POLITesi solare... · Figura 2.14 Mappa della distribuzione della...

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