Progetto Geotermico Progetto Geotermico DS:HDRDS:HDR(Deep Shaft:Hot Dry Rock)(Deep Shaft:Hot Dry Rock)

Brevetti RM99A000357 del 3.6.99 e RM2002A000521 del 15.10.02

……per l’accesso a fonti energetiche rinnovabiliper l’accesso a fonti energetiche rinnovabili

Autore: Autore: D’OFFIZI SergioD’OFFIZI Sergio

26 Aprile 2002Aggiornamento 15/10/2002

(Versione minibrochure)

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SERGIO D’OFFIZI

Dal gennaio 2000 Dirigente Responsabile della Funzione Territorio e Ambiente della SOGIN (Società per la Gestione degli Impianti Nucleari con il compito di effettuare il decommissioning accelerato di quelli esistenti in Italia). La struttura eredita tutte le esperienze maturate in ENEL nel campo della conduzione di Studi di Impatto Ambientale (oltre 52 SIA, relativi ai vari tipi di impianti di produzione e trasmissione di energia elettrica, redatti negli ultimi 15 anni) e della localizzazione di impianti a rischio di grossa taglia.

Il progetto per l’impianto geotermico DS:HDR, riportato nelle pagine successive, nasce da queste esperienze e da una gestazione durata quasi 15 anni: è coperto da due brevetti dell’Ufficio Italiano Brevetti e Marchi del Ministero delle Attività Produttive (il primo con domanda RM99 A000357 del 3/6/1999 e Brevetto n. 01311464 rilasciato il 23/4/2002, il secondo con domanda RM2002 A000521 del 15/10/2002). Il progetto, illustrato in anteprima all’ERGA di Pisa, su indicazione del Presidente dell’ENEL, è stato ritenuto da questa società “innovativo ed interessante …”

Dal 1983 al 1999 presta servizio presso la Direzione delle Costruzioni dell’ENEL dove, nel 1994, riceve la nomina a dirigente. Collabora alla localizzazione e progettazione dei vari impianti di produzione di energia elettrica ed in particolare di quelli a rischio. Mette a punto un metodo sismotettonico innovativo che tiene conto delle caratteristiche geomeccaniche e reologiche delle rocce di strutture in grado di generare terremoti. Metodo applicato direttamente dall’Autore per la valutazione dell’input sismico di vari impianti elettronucleari tra cui lo shelter per l’impianto nucleare di Chernobyl in Ucraina. Predispone, in collaborazione con tecnici dell’EDF francese, il progetto di scavo della galleria ferroviaria da 52 km prevista nella tratta Torino-Lione che, sotto il Massiccio dell’Ambin, avrà quasi 3 km di copertura e attraverserà rocce che potranno raggiungere temperature dell’ordine dei 60-70°C.

Tunnel da 52 km sotto l’Ambin (in rosso) previsto dalla tratta ferroviaria ad alta velocità Torino-Lione

Breve curriculum vitae dell’Autore

Chernobyl 1986

Laurea in Scienze Geologiche conseguita presso l’Università degli Studi “La Sapienza” di Roma nel 1974. Dal 1976 al 1983 lavora presso il Centro di Ricerca Geotermica dell’ENEL di Pisa dove conduce progetti in Italia, Grecia, Iran e predispone il modello geofisico che ha portato alla scoperta del campo geotermico di Latera (presso il lago di Bolsena).

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Il riscaldamento del nostro pianeta, legato al rilascio di gas-serra nell’atmosfera, preoccupa governi e popoli di tutto il mondo

INVITO AI CONSUMATORI (da Time Magazine del 23/4/01): “... scegliete compagnie che non producono elettricità con fonti che emettono CO2 come i combustibili fossili...”

Aumento della temperatura media dell’atmosfera tra il 1880 e il 2000 in °F (da: U.S. National Climatic Center, 2001)

La velocità di ritiro del Grinnel Glacier nel Montana (le frecce indicano il limite del ghiaccio negli anni) ha subito un'accelerazione dall'inizio del 1900

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Se si osserva la distribuzione della temperatura sotto la superficie della Terra se ne deduce che il calore interno costituisce la più diffusa ed inesauribile riserva d'energia pulita e rinnovabile del nostro pianeta.

Accedere a tale forma di energia significherebbe dare una risposta concreta alle sfide più importanti del terzo millennio:

- combinare sviluppo industriale e vivibilità del Pianeta- ridurre i conflitti tra Paesi produttori di petrolio e Paesi consumatori

A Kyoto si è stabilito di risolvere il problema sostituendo i combustibili fossili con fonti energetiche pulite; il calore interno della Terra può contribuire a raggiungere tale obiettivo

Temperatura interna della Terra

Compagnie petrolifere come la Shell hanno deciso di investire somme notevoli sia in pubblicità che nello sviluppo della ricerca sulle fonti rinnovabili (v. Shell Renewables) per diffondere presso i consumatori l’immagine di un’azienda attenta ai problemi dell'ambiente.

2900 km2900 km3700°C3700°C5200 km5200 km

4300°C4300°C

30-70 km30-70 km

1000°C1000°C

CROSTACROSTAMANTELLOMANTELLO

NUCLEONUCLEO

From the U.S. Department Of Energy (DOE) site www.energy.gov:“geo (earth) thermal (heat) energy is an enormous, underused heat and power resource that is clean (emits little or no greenhouse gases), reliable (average system availability of 95%), and home-grown (making us less dependent on foreign oil)”

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Fino ad oggi l’uomo è riuscito a sfruttare solo una minima parte della enorme quantità di calore presente nel sottosuolo.

La potenza complessiva degli impianti che nel mondo utilizzano l’energia geotermica dei rari serbatoi idrotermali e/o delle ancor più rare emergenze superficiali raggiunge valori molto modesti: 8.000 MWe (con circa 50 TWh/anno prodotti) e 12.000 MWt (rispettivamente per la produzione di energia elettrica e per l’uso diretto del calore).

Impianto geotermico e piscina termale in Islanda

Pozzo geotermico

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Gli esperimenti di Fenton Hill (New Mexico) aprono prospettive di sfruttamento delle rocce calde secche (Hot Dry Rock – HDR) crostali

Gli esperimenti condotti tra il 1977 e il 1995 dal Los Alamos National Laboratory per conto del DOE (Department Of Energy) statunitense hanno dimostrato la relativa facilità con la quale è possibile estrarre calore dalle rocce calde mediante pozzi perforati dalla superficie che pompano acqua fredda in profondità e la recuperano riscaldata: con il calore estratto è stato possibile far funzionare un piccolo generatore di corrente elettrica. Esperimenti analoghi in corso nel mondo (Francia, Giappone, Inghilterra, Svizzera, Australia) dimostrano l’interesse sul metodo.

I costi elevati per unità di potenza installata, però, pari ad oltre 20 volte quelli di un impianto a ciclo combinato, hanno finora ostacolato il passaggio alla fase industriale di tali esperimenti. Se si volesse, infatti, realizzare un impianto da 1000 MWe con il sistema usato a Fenton Hill (3 pozzi per 4,8 MWe), si dovrebbero perforare oltre 600 pozzi lunghi 4-5 km con una spesa, per le sole perforazioni, di circa 7 miliardi di €.

Impianto di Fenton HillSchema di progetto

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Un nuovo tipo di impianto, il DS:HDR, rimuove gli ostacoli per lo sfruttamento industriale del calore crostale

Oltre avere costi eccessivi, per le numerose perforazioni necessarie, un impianto per lo sfruttamento industriale del calore della Terra realizzato con il metodo sperimentato a Fenton Hill indurrebbe un elevato impatto ambientale sul territorio (come detto un impianto da 1000 MWe richiederebbe la perforazione di oltre 600 pozzi da distribuire su un’area di ben 60-70 km2).

Tratti di perforazione produttivi in rocce a

circa 300°C

Superficie occupata:

Tratti improduttivi

60-70 km2

4-5 km

4 km

superficie

Un nuovo tipo di impianto denominato DS:HDR (protetto da Brevetto per Invenzione Industriale n. 01311464 rilasciato il 23/4/02, dall’Ufficio Italiano Brevetti e Marchi del Ministero delle Attività Produttive, all’autore della presente brochure) sostituisce i tratti improduttivi delle perforazioni con un pozzo/discenderia di grande diametro; ciò consente di abbattere drasticamente i costi e di ridurre l’impatto ambientale a livelli del tutto trascurabili.

La perforazione dei soli tratti produttivi (dai quali l’acqua viene prima pompata e quindi recuperata dopo essersi riscaldata nelle rocce calde circostanti) avviene in questo caso da alcune gallerie sub-orizzontali impermeabilizzate, coibentate e climatizzate che si raccordano al pozzo/discenderia principale.

Tratti di perforazione produttivi in rocce a

circa 300°C

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Lo schema statunitense iniziale utilizzato nel mondo che viene ad essere modificato dal nuovo impianto DS:HDR

Schema originale dal brevetto US Patent 3786858 depositato il 22/1/74 da R.M. Potter, E.S. Robinson & M.C. Smith per conto dell’U.S. Atomic Energy Commission.

Il nuovo schema va a modificare quello iniziale ideato nel 1974 sul quale si è basato il progetto dell’impianto di Fenton Hill e sostanzialmente utilizzato per tutti gli altri impianti sperimentati od in procinto di esserlo nel mondo (Inghilterra, Francia, Giappone, Svizzera, Australia…).

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Il nuovo impianto DS:HDR non richiede lo sviluppo di particolari tecnologie potendosi avvalere di quelle esistenti in campo minerario

Pozzi di grande diametro e con profondità analoghe esistono già: la miniera d’oro di Freegold (Orange State) ha un pozzo di circa 4 km (v. torre esterna indicata dalla freccia nella foto di sinistra) da cui si dipartono le gallerie per lo sfruttamento della vena aurifera (v. sezione a destra). Il rettangolo chiaro (R) in sezione rappresenta l’impianto di condizionamento che consente di portare i 150°C di fondo pozzo ai 32°C adatti al lavoro delle maestranze.

Possibile schema d’insieme di un impianto DS:HDR.

4 km

La geometria finale dipenderà dalla potenza di progetto richiesta e dalle condizioni termiche e geomeccaniche dell’ammasso roccioso presenti nel sito di realizzazione.

4 km

Vapore acqueo

Generazione elettrica

Ricaldamento

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• Potenza del serbatoio HDR richiesta per sostenere un impianto geotermoelettrico da 1000 MWe: 7.300 MWt (a decadimento compensato nella vita utile dell’impianto).

• Rocce calde secche da sfruttare: 45-50 km³ a 270-320 °C.

• Acqua richiesta: 10 milioni di m³ iniziali + 2-3 milioni di m³/anno per reintegro.

• Pozzo verticale: profondità 3,5-4 km, diametro 10 m (costo 120-175 Mln € di cui circa 50 per lo scavo come da offerta ottenuta dall'impresa sudafricana CEMENTATION MINING).

• Gallerie sub-orizzontali: n. 5-8, con diametro di 4-6 m, per complessivi 36 km (290-420 Mln €).

• Perforazioni: n. 250 per una lunghezza totale di 200 km (125-190 Mln €).

• Altri principali oneri: centrale elettrica, climatizzazione sistema pozzo/gallerie, tubazioni, pompe per la circolazione del fluido, ecc.. (350-550 Mln €).

• Studio di fattibilità: 25-30 Mln €.

• Investimento impianto: 910-1.365 Mln €.

• Contingency: 90-135 Mln €.

• Investimento totale: 1.000-1.500 Mln €(1-1,5 Mln €/MWe installato)

• Apporto di capitale sociale: 20% circa dell’investimento totale.

• Oneri per project financing: 37-80 Mln €.

• Vita utile impianto: 25 anni.

• Predisposizione dello studio di fattibilità e del progetto esecutivo: 2,5-3 anni.

• Tempi di costruzione: 8 anni.

• Manutenzione: 0,0052 €/kWh prodotto.

• Personale: 100 addetti.

• Tasse: 4,25% per IRAP, 37% per IRPEG, effetto DIT (Dual Income Tax) considerato.

• Tassi passivi: 7,2% a medio e lungo termine, 8,5% a breve, 9,3% periodo di “grazia”.

• Tasso attivo: 6,0%.

• Costo capitale per azionista: 12,1% -12,2%.

• TIR: 15,2-20,3 % (con kWh con incentivi “certificato verde” x 8 anni + terminal value).

• Adjusted Present Value del progetto: 350-500 Mln €

Le ipotesi preliminari su costi e ritorni economici di un impianto DS:HDR da 1000 MWe danno ottimi risultati (*)

(*) I presenti conteggi sono stati effettuati con l’aiuto dell’ing. Antonio Ganci che ringrazio

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• sfruttare per il teleriscaldamento il calore ancora contenuto nei fluidi dopo la generazione di energia elettrica (10-20 miliardi di kWht/anno, per un valore di varie centinaia di Mln di €/anno) contribuendo così anche ad abbattere l’inquinamento elettromagnetico;

• sfruttare la capacità dell’impianto di erogare energia di punta per spuntare un prezzo favorevole del kWh;

• commercializzare il marino estratto dagli scavi (2 milioni di m3 per un valore di 25-50 Mln €)

Se, infine, fosse possibile collocare l’imbocco del pozzo/discenderia in corrispondenza di uno scavo minerario già esistente, si otterrebbero i seguenti ulteriori vantaggi:

• ridurre lunghezza e costi del pozzo da scavare;

• sfruttare anche minerariamente il materiale di scavo;

• azzerare il già ridottissimo impatto ambientale

Fimistone Open Pit

Un impianto tipo DS:HDR riserva altre opportunità estremamente interessanti

A parte l’incredibile disponibilità che supera il 90% del tempo, da impianti DS:HDR possono derivare altre interessanti possibilità :

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Dove si può realizzare un impianto DS:HDR e quali sono i prossimi passi da compiere

• Le aree ottimali sono distribuite in gran parte del mondo (zone off-shore comprese). Solo nell’Italia centrale tirrenica, l’area potenzialmente adatta presenta un’estensione di circa 15.000 km2, capace pertanto di sostenere qualcosa come 250 impianti geotermoelettrici da 1000 MWe!

Al termine dello studio, che comprenderà anche indagini per l'individuazione di un sito adatto alla realizzazione di un impianto DS:HDR, si potrà scegliere tra una delle seguenti opzioni:

1) procedere con la realizzazione di un impianto pilota;2) prolungare lo studio stesso per ulteriori

approfondimenti;3) rinviare l’industrializzazione del progetto DS:HDR.

In ogni caso lo studio di fattibilità, date le caratteristiche fortemente innovative del progetto, porterà a scoperte nel campo minerario da proteggere con Brevetti per Invenzioni Industriali.

• Il primo passo da compiere è quello di eseguire uno studio di fattibilità che richiederebbe 2,5-3 anni di tempo ed il coinvolgimento di circa 60 tecnici.

Miniera con armatura in larice tipo “Marciavanti”

• Le indagini, inoltre, potranno mettere in luce strutture geologiche in grado di consentire lo sfruttamento di serbatoi idrotermali regionali profondi, non altrimenti raggiungibili.