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Solare termodinamico: specchi parabolici vengono disposti in righe per massimizzare l'accumulo di energia solare nel minimo spazio possibile.

Schema di funzionamento di un riflettore parabolico

Il solare termodinamico o solare a concentrazione è una tecnologia per lo sfruttamento dell'energia solare per generare energia elettrica dal calore del Sole per applicazioni pratiche. I comuni pannelli solari termici sono comunemente usati per generare acqua calda a bassa temperatura per usi domestici (< 95 C°). Viceversa il solare a concentrazione permette di produrre calore a media ed alta temperatura (fino a 600°) permettendone l'uso in applicazioni industriali per la generazione di elettricità e/o come calore di processo per usi industriali.

Indice

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* 1 Funzionamento

* 2 Nel Mondo

* 3 In Italia

* 4 Vantaggi e svantaggi

* 5 Note

* 6 Collegamenti esterni

* 7 Voci correlate

Funzionamento [modifica]

Degli specchi parabolici concentrano la luce diretta del sole su un tubo ricevitore. Dentro il tubo scorre un fluido (detto fluido termovettore perché è adatto a trasportare calore), che assorbe l'energia e la trasporta in un serbatoio di accumulo, necessario se si vuole supplire ai momenti di scarsa o nulla insolazione (come la notte). L'accumulo è in contatto termico con uno scambiatore di calore, che genera vapore; questo viene utilizzato per muovere delle turbine collegate a degli alternatori per produrre corrente elettrica.

Nel Mondo [modifica]

Questa tipologia di centrali è utilizzata da anni negli Stati Uniti. Il Solar-1 fu un progetto pilota, costruito nel deserto del Mojave, a est di Barstow in California. Solar 1 fu completato nel 1981 e fu operativo dal 1982 sino al 1986. Fu distrutto da un incendio che mandò a fuoco l'olio su cui i raggi del sole venivano concentrati . Seguì un Solar 2 sempre in California. Dal 1985, il cosiddetto SEGS è operativo in California; è costituito da 9 impianti per una capacità totale di 350 MW. Un nuovo impianto è il Nevada Solar One con una capacità di 64 MW.

Negli ultimi anni in Spagna si sono autorizzate la costruzioni di alcune centrali di questo tipo. Sono in costruzione le centrali Andasol 1 e Andasol 2 entrambe con una capacità di 50 MW.

In Italia [modifica]

Nel 2005, Carlo Rubbia, premio Nobel per la fisica, lasciò la presidenza dell'ENEA, in un periodo di contrasti con quanti non erano disposti a finanziare il solare termodinamico a concentrazione [1].

Nel dicembre 2007, il governo italiano ha approvato un piano industriale per costruire dieci centrali da 50 MW nel sud Italia.[2]

Nell'aprile 2008, il secondo Governo Prodi ha ricevuto il parere favorevole della Conferenza Stato-Regioni per avviare questa tecnologia anche in Italia.

Nel progetto Archimede dell'ENEA, sviluppato in collaborazione con l'ENEL e fortemente sponsorizzato dal premio Nobel Carlo Rubbia[3], come fluido termovettore venne usato una miscela di sali fusi (60% di nitrato di sodio e 40% di nitrato di potassio) che permette un accumulo in grandi serbatoi di calore e una temperatura di esercizio molto elevata (fino a 550 °C)[4]. Per inciso, l'uso di sali fusi come fluido di scambio termico compare anche nel progetto di nuovi sistemi che condividono la necessità di liquidi di conduzione ad alta temperatura come i reattori a fissione di IV Generazione ed i reattori nucleari a fusione .[5].

Vantaggi e svantaggi [modifica]

Secondo il già citato fisico italiano Carlo Rubbia un ipotetico quadrato di specchi di 40mila km² (200km per ogni lato) basterebbe per alimentare tutto il pianeta, mentre per alimentare un terzo dell'Italia basterebbe un'area equivalente a 15 centrali nucleari: vasta, in pratica, quanto il grande raccordo anulare[6].

Il vantaggio riscontrabile nell'immediato rispetto ad un tradizionale impianto fotovoltaico consiste in una produzione di energia ininterrotta, causa lo sfruttamento indiretto dell'energia solare. In pratica, la tecnologia termodinamica permette di produrre energia anche di notte o in caso di cattivo tempo, grazie ad un particolare fluido a base di sali che, una volta riscaldato, mantiene la sua altissima temperatura (circa 550 °C) per alcuni giorni anche senza essere in contatto con la sua fonte. Il problema della disponibilità dello spazio potrà essere superato costruendo gli impianti solari nel Sud Italia, che dispone di molte zone utilizzabili, come testimoniano i progetti già avviati[7].

Questa tecnologia dovrebbe inoltre essere facilmente sfruttabile con impianti piuttosto semplici ed economici, alla portata dunque di qualunque paese del mondo. In questo senso presenta vantaggi sensibili rispetto ad altre fonti alternative oggi molto discusse come quella nucleare basata sull'uranio e quella fotovoltaica, notoriamente molto costose e soggette a brevetti nelle mani di poche compagnie.

La necessità della diversificazione delle fonti, unita agli impegni sul contenimento dei consumi energetici e sulla riduzione delle emissioni di gas serra, pone la fonte solare nella condizione di avere un ruolo incisivo nel panorama energetico italiano.

Le condizioni favorevoli di insolazione presenti nel nostro Paese rendono indispensabile riconsiderare un ricorso massiccio a questa fonte energetica come una delle poche possibili risposte concrete alla persistenza di condizioni sfavorevoli nel mercato dei prodotti petroliferi.

L'ENEA è impegnato in un ampio programma di sviluppo e dimostrazione di alcune delle tecnologie disponibili per lo sfruttamento della fonte solare per la produzione di energia, tra cui quella del solare termodinamico, che consente di produrre calore ad alta temperatura mediante sistemi solari a concentrazione.

Le possibilità di utilizzo di questa fonte energetica spaziano dalla produzione di energia elettrica alla chimica delle alte temperature per produzione di idrogeno e altri combustibili, alla dissalazione di acqua marina con processi termici, alla produzione di freddo con impianti ad assorbimento, fino alla produzione di calore per usi domestici ed impieghi nel settore agroindustriale.

Il programma ENEA sul solare a concentrazione è stato finanziato con fondi pubblici da uno specifico articolo della legge finanziaria 2001.

Fra le varie applicazioni possibili, l’Ente ha scelto due linee di intervento:

* la produzione e l'accumulo di calore ad alta temperatura (550 °C) per la produzione di energia elettrica;

* la produzione e l'accumulo di calore a più alta temperatura (superiore a 850 °C) per la produzione di idrogeno.

L'articolazione del programma tiene conto del diverso grado di maturità scientifica ed industriale raggiunto dalle due applicazioni e, in entrambi i casi, si pone come obiettivo finale la costruzione e la messa in esercizio di impianti dimostrativi che consentano la diffusione su ampia scala delle tecnologie sviluppate e servano da stimolo per la creazione di un mercato autosostenuto.

La produzione di energia elettrica da solare termodinamico è stata sperimentata e dimostrata utilizzando diverse tecnologie di raccolta e concentrazione della radiazione solare.

Per la produzione di energia da immettere in rete vengono utilizzati:

* sistemi a collettori parabolici lineari

* sistemi a torre

mentre per la produzione destinata a piccole comunità isolate sono utilizzati i sistemi a concentrazione puntiforme (specchi parabolici).

Il sistema progettato dall'ENEA combina le due tecnologie dei sistemi a collettori parabolici lineari e dei sistemi a torre e prevede una serie di profonde innovazioni che permettono di superare i punti critici di entrambe.

La tecnologia attualmente più matura per la produzione di energia elettrica da solare termodinamico è quella che utilizza i collettori parabolici lineari: da circa 20 anni sono in esercizio a Kramer Juction, in California, nel deserto del Mojave, nove grandi impianti termoelettrici solari di questo tipo (SEGS, Solar Electric Generating Systems), per una potenza elettrica complessiva di oltre 350 MW.

Schema funzionale di un collettore parabolico di un impianto solare termicoSchema funzionale di un collettore parabolico di un impianto solare termico

In tali impianti, il campo solare ha una struttura modulare ed è costituito da collettori parabolici lineari collegati in serie e disposti in file parallele della lunghezza di alcune centinaia di metri. Ciascun collettore è costituito da un riflettore di forma parabolica (comune specchio di vetro) che concentra i raggi solari su un tubo assorbitore (ricevitore) disposto sul fuoco della parabola. Un fluido portatore di calore, tipicamente olio minerale, pompato attraverso i tubi ricevitori, alimenta una stazione di potenza localizzata al centro del campo solare. Il calore così prodotto viene trasformato in vapore allo scopo di far funzionare un gruppo turbo-generatore elettrico. La temperatura tipica di operazione è di 390 °C.

Impianto a collettori parabolici lineari di Kramer Juction (California)Impianto a collettori parabolici lineari di Kramer Juction (California)

Questa tecnologia, tuttavia, presenta alcune serie limitazioni, che ne hanno impedito la diffusione più ampia. I principali problemi riguardano:

* la dipendenza della produzione di energia elettrica dalla intermittenza e dalla variabilità della fonte solare che costringe all'utilizzo di combustibili fossili per integrare la produzione di energia termica. Essi sono quindi degli impianto "ibridi" solare-combustibile fossile;

* la bassa efficienza di conversione degli impianti, dovuta alla limitata efficienza di raccolta dell'energia solare e alla bassa temperatura di lavoro del fluido portatore di calore (< 400°C);

* il costo elevato dell'energia elettrica prodotta, conseguenza della bassa efficienza e dell'elevato costo di costruzione degli impianti;

* l'alta pericolosità del fluido di lavoro: tossico e altamente infiammabile alla temperatura di esercizio.

Il sistema progettato dall'ENEA combina le due tecnologie dei sistemi a collettori parabolici lineari (SEGS) e dei sistemi a torre e prevede una serie di profonde innovazioni che permettono di superare i punti critici di entrambe.

In esso è stata utilizzata la geometria parabolica lineare, ma con sviluppi tecnologici tali da permettere l'utilizzo dei sali fusi e, quindi, delle più alte temperature tipiche della tecnologia degli impianti a torre.

Schematizzazione dell'impianto solare a concentrazione secondo il progetto ENEASchematizzazione dell'impianto solare a concentrazione secondo il progetto ENEA

Le principali innovazioni riguardano:

* l'utilizzo di un sistema di accumulo termico costituito da due serbatoi di stoccaggio di grandi dimensioni, mediante il quale l'impianto può erogare una potenza elettrica costante nell'arco delle 24 ore, indipendentemente dalla variabilità della fonte solare;

* l'incremento della temperatura di funzionamento dell'impianto (circa 550°C). Questa innovazione richiede, da un lato, l'uso di un fluido termovettore (miscela di nitrati di sodio e di potassio) diverso dall'olio sintetico impiegato negli impianti attualmente in esercizio e, dall'altro lato, un sostanziale miglioramento delle proprietà ottiche del rivestimento del tubo ricevitore dei collettori che permetta un migliore assorbimento del calore;

* la progettazione di un nuovo tipo di concentratore, basato sull'impiego di componenti in grado di assicurare una significativa riduzione dei costi di costruzione e posa in opera.

Questi miglioramenti dovrebbero permettere lo sviluppo di una originale e competitiva "nicchia" di mercato sia nazionale che internazionale.

Il sistema dovrebbe avere costi inferiori a quelli previsti dagli impianti a torre e, nel contempo, sfruttare tutta l'esperienza operativa acquisita dalla ormai matura tecnologia modulare dei SEGS.

Il collettore parabolico lineare rappresenta il modulo base del sistema. Il raggiungimento della potenza richiesta è ottenuto mediante l'utilizzo di più moduli. Tale configurazione è quindi facilmente adattabile alle caratteristiche di siti reperibili nell'Italia Meridionale.

Nel settore della produzione elettrica, una tecnologia matura deve erogare l'energia in funzione della domanda.

Fino ad oggi, l'unica energia rinnovabile che ha avuto una diffusione estesa in questo settore è stata quella idroelettrica. Ciò è dovuto sia alla competitività dei suoi costi sia alla presenza del sistema bacino/sbarramento, che è in grado di compensare le fluttuazioni dovute alla variabilità delle precipitazioni.

Nel caso dell'energia solare, il calore accumulato nel serbatoio caldo svolge la stessa funzione dell'accumulo di acqua nel bacino idroelettrico. Fortunatamente, poiché l'energia solare è generalmente disponibile su base giornaliera, la quantità di energia da immagazzinare, al fine di garantire la stessa continuità di funzionamento, è tuttavia molto più modesta.

Sistema di accumulo del calore (progetto ENEA)Sistema di accumulo del calore (progetto ENEA)

Un elevato salto termico (260°C) tra il serbatoio caldo e quello freddo permette una notevole capacità di accumulo (per immagazzinare 1 kWh di energia termica sono sufficienti circa 5 litri di sale fuso nel serbatoio caldo). L'energia accumulata in un dato volume di questo sale fuso è eguale all'energia prodotta dalla combustione dello stesso volume di gas naturale, alla pressione di 18,4 bar, oppure di un volume di petrolio 43 volte inferiore.

Ma, mentre in un impianto termoelettrico convenzionale destinato al carico di base il riempimento del serbatoio di olio combustibile è normalmente effettuato con frequenze dell'ordine dei mesi, il tempo di accumulo per l'impianto solare è determinato dal ciclo giornaliero, eventualmente incrementato al fine di compensare anche alcuni giorni di cattivo tempo. Ne consegue che, a parità di potenza installata, le dimensioni per un serbatoio di olio combustibile e quelle per l'accumulo termico di un impianto solare in funzionamento continuativo sono in realtà paragonabili. Ad esempio, al fine di garantire l'erogazione a potenza costante (24 ore su 24) dell'energia solare giornaliera massima raccolta da 1 km2 di collettori nel Sahara, è richiesto un serbatoio di accumulo di circa 30 m di diametro e 21 m di altezza. Se il serbatoio è di dimensioni opportune, le perdite di energia associate all'accumulo termico sono molto contenute, tipicamente minori dell'1% giornaliero.

Quindi l'accumulo termico è un sistema estremamente efficiente, qualora confrontato con gli altri metodi correnti di accumulo energetico.

Il fluido termovettore degli impianti di Kramer Juction è un olio minerale infiammabile e tossico. Le proprietà di questo liquido, inoltre, limitano la temperatura di funzionamento dell'impianto e - per motivi di sicurezza e di costo - non permettono l’immagazzinamento del liquido caldo in volumi tali da costituire un efficace accumulo termico. In realtà questi impianti sono dei sistemi ibridi solare-gas naturale, in quanto necessitano di una pesante integrazione con gas naturale per coprire le discontinuità giornaliere della fonte solare.

Per queste ragioni, nel progetto ENEA si è preferito adottare come fluido termovettore una miscela di sali fusi, 60% NaNO3 - 40% KNO3.

Questi sali sono largamente usati in agricoltura come fertilizzanti, sono economici e disponibili in grandissime quantità.

La temperatura di esercizio del fluido termovettore varia tra i 290 e i 550 °C; la temperatura massima è limitata dal fatto che oltre i 600 °C possono insorgere potenziali problemi di corrosione dei materiali.

È già stato completato presso l'ENEA lo studio dettagliato dei componenti associati all'uso della miscela di sali fusi, come pure sono stati studiati e risolti in maniera soddisfacente i potenziali problemi connessi con tale tecnologia, come ad esempio quelli relativi alla corrosione dei materiali.

Il tubo ricevitore, situato sulla linea focale degli specchi, è costituito da due cilindri coassiali separati da una intercapedine sotto vuoto con funzione di isolante termico.

Tubo ricevitore (progetto ENEA)Tubo ricevitore (progetto ENEA). Nel particolare: struttura del rivestimento spettralmente selettivo sviluppato dall'ENEA

Il cilindro esterno in vetro, del diametro di 11,5 cm, è un involucro protettivo, con la funzione di impedire il contatto diretto tra la zona calda e l'ambiente esterno, ed è collegato mediante soffietti metallici al cilindro interno in acciaio.

Quest'ultimo, che ha un diametro di 7 cm, costituisce il tubo assorbitore dell'energia solare; al suo interno circola il fluido termovettore.

Un opportuno rivestimento spettralmente selettivo sviluppato nei laboratori dell'ENEA, applicato sulla superficie esterna del tubo in acciaio, assicura il massimo assorbimento nello spettro della luce solare e la minima emissione di radiazione infrarossa dal tubo caldo, consentendo il raggiungimento dell'elevata temperatura di esercizio dell'impianto (550°C).

La radiazione solare diretta è focalizzata su un tubo collettore-ricevitore mediante l'uso di grandi specchi parabolici lineari.

L'apertura degli specchi è di 5,76 m, con una altezza focale di 1,81 m.

Modulo di collettore solare (progetto ENEA)Modulo di collettore solare (progetto ENEA)

Gli specchi, adatti ad una produzione economica in serie, sono costituiti da pannelli "a nido d’ape" ("honeycomb") di 2,5 cm di spessore, con struttura interna in alluminio e strati superficiali in fibra di vetro, che presentano un'elevatissima rigidità.

Sulla superficie esterna di questi pannelli aderisce un sottile specchio di vetro ad alta riflettività.

Un insieme di tali pannelli riflettenti è rigidamente fissato ad una struttura di supporto, lunga circa 25 m, che ne consente la rotazione per seguire il percorso del sole.

Nell'impianto ENEA gli specchi parabolici lineari concentrano la luce diretta del sole su un tubo ricevitore (dentro il quale scorre il fluido termovettore), che assorbe l'energia raggiante e la converte in calore ad alta temperatura.

Il fluido riscaldato (a 550 °C) viene convogliato in un serbatoio "caldo", dove va a costituire l'accumulo di calore ad alta temperatura.

Dal serbatoio "caldo", il fluido è inviato ad uno scambiatore dove cede una parte di calore con il quale viene generato vapore che alimenta un sistema convenzionale di produzione di energia elettrica.

Il fluido conclude la sua corsa nel serbatoio "freddo", a 290°C, da dove viene prelevato e re-immesso nel ciclo.

Grande potenzialità di sviluppo

* La tecnologia messa a punto dall'ENEA, per la quale l'Ente ha ottenuto un importante riconoscimento da parte dell'IEA (International Energy Agency) nell'ambito del Rapporto 2003 sulla politica energetica italiana, potrebbe consentire alla fonte solare di diventare la fonte energetica primaria, in sostituzione delle biomasse, in quei Paesi in via di sviluppo in cui il livello di radiazione solare è considerevole.

* Le potenzialità della tecnologia potrebbero aumentare considerevolmente se l'energia elettrica prodotta in Paesi a forte insolazione fosse esportata a regioni con maggiore domanda e minore insolazione. Ad esempio, in gran parte dei Paesi europei, alle società di distribuzione è richiesta la fornitura di energia elettrica con un contributo percentuale proveniente da fonti rinnovabili. Una frazione considerevole di tale "energia verde" potrebbe essere soddisfatta con la tecnologia innovativa dell'ENEA, installata ad esempio nelle aree desertiche del Sahara, caratterizzate sia da una favorevole esposizione alla radiazione solare sia da un'escursione stagionale piuttosto ridotta. L'energia elettrica prodotta nel Nord Africa potrebbe essere trasferita alla rete elettrica europea per mezzo di linee di trasmissione in corrente continua ad alta tensione, tecnologia già disponibile e con costi accettabili.

Rispetto dell'ambiente

* Negli impianti solari di tecnologia ENEA non sono impiegati materiali tossici, infiammabili o altrimenti pericolosi. In particolare, il liquido termovettore usato è un comune fertilizzante, ed eventuali fuoriuscite accidentali non hanno alcun impatto ambientale.

* Gli impianti solari non costituiscono una sorgente di rischio o di altri fastidi (ad es. rumore) per le popolazioni residenti nelle loro vicinanze.

* Una volta smantellato l'impianto, il terreno è riutilizzabile senza limitazioni.

Alta disponibilità e versatilità

* La tecnologia ENEA è fortemente modulare e può soddisfare esigenze diverse. Può essere utilizzata sia in impianti di taglia elevata (dell'ordine delle centinaia di MWe), connessi con la rete elettrica, sia in impianti più piccoli (di pochi MWe) per comunità isolate.

* L'introduzione di un sistema di accumulo consente di immagazzinare l'energia termica e di produrre energia elettrica quando serve e con continuità anche in assenza di radiazione solare diretta.

Economicità

* Una volta che i sistemi di captazione e accumulo dell'energia solare verranno prodotti su scala sufficientemente grande, la produzione di calore ad alta temperatura (550 °C) potrà essere fatta, in località a elevata insolazione, ad un costo di circa 2 €/GJ, non superiore a quello previsto per il gas naturale e il petrolio.

* Lo smantellamento finale dell'impianto è semplice ed economico.

Tempi di costruzione brevi e lunga vita dell'impianto

* Grazie alla semplicità progettuale, un impianto può essere realizzato in circa tre anni.

* La sua vita attesa è di 25-30 anni, sicuramente estendibile apportando successive modifiche e miglioramenti.

L'introduzione di notevoli innovazioni progettuali richiede una fase preliminare di ricerca, sviluppo e sperimentazione dei componenti, sia in laboratorio che sul campo, in condizioni reali di esercizio, e una fase successiva di sperimentazione su un impianto dimostrativo, di taglia significativa per il trasferimento della tecnologia all'industria.

Il programma di ricerca sarà orientato agli aspetti più innovativi introdotti nella tecnologia (collettore, ricevitore, accumulo) e prevede la realizzazione di:

* circuiti sperimentali presso alcuni Centri di Ricerca ENEA

* un impianto dimostrativo.

Completata la fase di sperimentazione verranno realizzati uno o più impianti di taglia industriale (40 MWe) nell’Italia Meridionale.

Poiché il fine delle attività di ricerca è quello di arrivare allo sviluppo di prodotti industriali con caratteristiche di prestazione e costo che consentano la diffusione su vasta scala di questa tecnologia, molte delle attività saranno condotte in stretta collaborazione con l'industria, il cui contributo è atteso proprio nell'individuazione delle soluzioni maggiormente praticabili in una produzione in serie.

Più in dettaglio, questi i passi principali del Programma:

2001

* Presentazione (31 agosto) al Ministero delle Attività Produttive dei documenti relativi al progetto di massima del Programma Solare termico ad alta temperatura di cui all'art. 111 della legge finanziaria 2001

* Pubblicazione di un avviso di interesse, sui maggiori quotidiani nazionali ed europei, per coinvolgere partner industriali allo sviluppo del progetto

* Individuazione presso la centrale ENEL di Montalto di Castro del sito per l'installazione dell'impianto dimostrativo e del LAboratorio Solare Avanzato (LASA-ENEA)

2002

* Realizzazione circuiti sperimentali presso i centri di Ricerche ENEA

* Progettazione esecutiva impianto Prova Collettori Solari (PCS) presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia

* Progettazione del Laboratorio Solare Avanzato (LASA-ENEA)

* Negoziati con alcune Regioni del Mezzogiorno per la localizzazione e il co-finanziamento del prototipo di impianto industriale

* Selezione dei partner industriali per la realizzazione dei componenti e sistemi degli impianti.

2003

* Realizzazione dell'impianto Prova Collettori Solari (PCS) presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia

* Firma dell'accordo di collaborazione ENEA-ENEL per attività di ricerca sulla integrazione di un impianto solare a concentrazione con una esistente centrale termoelettrica a ciclo combinato

* Richiesta di brevetto di nuovi tipi di rivestimento selettivo CERMET per il tubo ricevitore, sviluppati presso i laboratori del Centro Ricerche ENEA di Portici

* Messa a punto e inizio prove degli apparati sperimentali relativi al fluido termovettore (sali fusi) e alla caratterizzazione ottica di materiali e componenti

* Novembre, conferenza stampa ENEL-ENEA di presentazione dell'accordo di collaborazione sul Progetto "Archimede": integrazione di un impianto solare con la centrale di Priolo Gargallo (Siracusa), dove sono presenti due unità di produzione di energia elettrica a ciclo combinato da 380 MW

* Progetto esecutivo della "macchina di sputtering" in grado di fabbricare il rivestimento (coating) CERMET su tubi ricevitori lunghi 4 metri

2004

* Messa in esercizio dell'impianto Prova Collettori Solari (PCS) presso il Centro Ricerche ENEA della Casaccia ed inizio campagna di prove sperimentali sui primi prototipi di collettori solari, pannelli riflettenti e tubi ricevitori

* Installazione a marzo, in occasione della inaugurazione della centrale ENEL a ciclo combinato di Priolo Gargallo, di un modulo di collettore parabolico lineare ENEA da 12 metri per dimostrazione e sperimentazione

* Potenziamento e sperimentazione degli apparati di caratterizzazione dei pannelli riflettenti, e di prova del fluido termovettore

* Gara per l'appalto della fornitura della "macchina di sputtering" e lavori di sistemazione per rederne agibile l'installazione presso il C.R. ENEA di Portici

* Redazione del Progetto preliminare, del Conto Economico Previsionale e del conseguente Piano di investimenti per la realizzazione del Progetto "Archimede" a Priolo Gargallo

* Prime valutazioni sui dati sperimentali del PCS relativamente ai principali componenti

2005

* Analisi integrata dei risultati della prima campagna sperimentali del PCS, modifiche e ampliamenti dell'impianto per migliorarne funzionalità e capacità

* Sviluppo nell'assemblaggio dei principali componenti del tubo ricevitore per il passaggio alla fase di produzione di tipo pre-industriale

* Inizio seconda campagna di prove dell'impianto PCS su nuovi tipi di tubi ricevitori, di pannelli riflettenti e di strutture di supporto e di giunzione

* Consegna entro luglio e successiva messa in esercizio della "macchina di sputtering" presso il Centro Ricerche ENEA di Portici e inizio produzione di una prima serie di tubi ricevitori

* Elaborazione della documentazione relativa al Progetto "Archimede" da sottoporre alla Conferenza dei Servizi per quanto riguarda i nuovi aspetti normativi sui lavori pubblici e l'edilizia

2006

* Ridefinizione del progetto preliminare dell’impianto Archimede per una taglia di 5 MWe

* Campagne di prove sull’impianto Prova Collettori Solari (PCS) per la qualificazione dei nuovi componenti quali il tubo ricevitore, i sistemi di movimentazione dei collettori, valvole e strumentazione per il controllo dei sali fusi

2007

* Firma della convenzione ENEA-ENEL per la progettazione esecutiva dell’impianto Archimede e la valutazione dei costi

2008-2009

* Costruzione dell’impianto Archimede

2010

* Entrata in funzione dell’impianto Archimede

La produzione mondiale di idrogeno, nel 2000, è stata di circa 50 milioni di tonnellate, equivalente ad una potenza termica continua annua di circa 200 GW. La domanda di idrogeno del solo settore della raffinazione del greggio dovrebbe, secondo le previsioni, raddoppiare o addirittura quadruplicare nel prossimo decennio; a questa andrà aggiunta la futura domanda proveniente da altri settori industriali ed in particolare dal settore trasporti.

Attualmente la maggior parte della produzione di idrogeno, in generale in impianti di grande taglia, avviene utilizzando idrocarburi o carbone. Tali metodi di produzione comportano la immissione in atmosfera di gas serra come la CO2.

La cattura e il confinamento della CO2 non può che essere una tappa intermedia, con non pochi problemi di fattibilità, nella transizione ad un modello energetico di scala planetaria basato sul vettore idrogeno. Il traguardo finale sarà costituito in ogni caso da processi di produzione di energia senza emissioni di gas serra, serviti da vettori di trasmissione quali energia elettrica ed idrogeno.

Schema concettuale di impianto per la produzione di idrogeno tramite sistemi solari a concentrazione

Nel futuro, uno dei problemi fondamentali sarà la produzione di idrogeno su larga scala a costi competitivi ed in modo sostenibile. Ciò significa l'uso di acqua come materia prima e di una fonte energetica primaria che non produca gas serra. Le due opzioni possibili sono ad oggi, per le fonti primarie, il ricorso all'energia solare concentrata ovvero all'uso dell'energia nucleare con reattori nucleari di nuova generazione.

La produzione di idrogeno ottenuta con processi termochimici o termofisici, utilizzando come fonte primaria energia solare ad alta o altissima temperatura, rappresenta una risposta di grande valenza in termini di risorse energetiche disponibili, di compatibilità ambientale e di potenziale riduzione dei costi di produzione, dato l'alto rendimento complessivo di trasformazione.

Il programma ENEA di ricerca e sviluppo dei processi per la produzione di idrogeno con sistemi solari a concentrazione è orientato sui seguenti obiettivi:

* elevata efficienza nella conversione da energia solare a idrogeno;

* ciclo chimico che possa essere realizzato in impianti relativamente semplici e con processi affidabili;

* uso di sostanze chimiche a basso impatto ambientale, disponibili in abbondanza e a basso costo.

Tra i processi termochimici l'ENEA ha preso in esame i seguenti quattro cicli, che si trovano a differenti livelli di fattibilità tecnico-scientifica o di sviluppo:

* Ferriti miste (Tmax ~ 750 °C)

* Zolfo-Iodio (Tmax ~ 850 °C)

* Zinco-Zinco ossido (Tmax ~ 2000 °C)

* Processo UT-3 (Tmax ~ 760 °C).

Questi processi si differenziano per vari fattori, quali temperatura massima del ciclo, numero e complessità delle operazioni unitarie coinvolte, caratteristiche ed impatto ambientale delle sostanze utilizzate, rendimento complessivo del ciclo, e, come già detto, per il livello di sviluppo e di fattibilità scientifica e tecnica.

Tra i processi che sono ad uno stadio di ricerca più avanzato nei laboratori ENEA, oltre a quello delle ferriti miste (interessante per la semplicità del ciclo), va evidenziato il processo zolfo-iodio.

Al fine di arrivare allo sviluppo di prodotti industriali con prestazioni e costi che consentano la diffusione su vasta scala degli impianti solari a concentrazione, l'ENEA sta conducendo un importante programma di ricerca e sviluppo su materiali e componenti.

In particolare, l'Ente ha progettato e realizzato, presso il Centro Ricerche Casaccia, l'impianto Prova Collettori Solari utilizzato per la prova e qualificazione di due moduli di collettori parabolici da 50 metri in condizioni reali di esercizio.

L'impianto ha lo scopo di testare la validità di tutte le innovazioni tecnologiche introdotte dall'ENEA.

Realizzato in scala reale con componenti di origine industriale, l'impianto è operativo dal dicembre 2003.

Il collettore solare, il tubo ricevitore, le tubazioni e la circolazione del sale fuso, nelle stesse configurazioni di un impianto industriale di serie, saranno provati sul campo.

Il circuito è dotato anche di un accumulo termico, per la verifica delle sue modalità operative, benché in una scala più ridotta rispetto a quella degli impianti finali.

Vista la modesta entità dell'energia raccolta, il calore è dissipato in aria.

Parametri principali dell'impianto Prova Collettori Solari

* Localizzazione dell'impianto: Centro Ricerche Casaccia

* Orientamento collettori: Est-ovest

* Numero collettori: 2

* Lunghezza attiva collettori: 48 m

* Superficie attiva collettori: 553 m2

* Temperatura minima fluido termovettore: 290 °C

* Tempertura massima fluido termovettore: 550 °C

* Potenza di picco: 393 kWt

La realizzazione di un impianto prototipo completo per la produzione di energia elettrica, connesso con la rete di distribuzione nazionale, necessita della partecipazione di soggetti pubblici e privati nonché di adeguati investimenti. Infatti gli impianti prototipali comportano alti costi a causa sia della indispensabile fase di apprendimento, nella messa a punto e nell'uso di nuove tecnologie, che della loro taglia necessariamente ridotta; per essere economicamente convenienti impianti di questo tipo necessitano di potenze superiori a 40 MWe.

Però gli impianti solari possono essere anche integrati con impianti termoelettrici convenzionali, compresi quelli a ciclo combinato, per incrementarne la potenza elettrica complessiva. Questa possibilità consente di utilizzare, con pochi cambiamenti, installazioni già funzionanti. Così si può fare affidamento sul sistema di produzione elettrica, sul sito e sulle infrastrutture esistenti, limitando il più possibile i costi per la parte convenzionale dell'impianto e concentrando l'investimento sui componenti innovativi della nuova tecnologia. In tal caso, inoltre, l'incremento di potenza può essere ampiamente modulato nell'arco della giornata, facendo in modo che la produzione elettrica aggiuntiva dell'impianto solare avvenga nelle ore in cui è maggiore la domanda da parte delle utenze esterne.

Schema di integrazione del vapore solare in un impianto termoelettrico a ciclo combinatoSchema di integrazione del vapore solare in un impianto termoelettrico a ciclo combinato

Su queste basi è stato firmato un accordo di collaborazione ENEA-ENEL e istituito un gruppo di lavoro congiunto per elaborare il Progetto Archimede(integrazione di solare avanzato con un ciclo combinato). Questa opportunità strategica, da realizzarsi presso una centrale ENEL nel sud dell'Italia (ad esempio, la centrale di Priolo Gargallo, Siracusa, originariamente ad olio combustibile e recentemente riconvertita a gas con ciclo combinato), costituirà la prima applicazione a livello mondiale di integrazione tra un impianto a ciclo combinato e un impianto solare termodinamico.

Simulazione fotografica di un impianto solare integrato in una centrale a ciclo combinatoSimulazione fotografica di un impianto solare integrato in una centrale a ciclo combinato

La "solarizzazione", per mezzo della tecnologia ENEA, di un moderno impianto convenzionale a ciclo combinato, che già produce energia elettrica, risulta molto semplice e non richiede grandi modifiche nel sistema esistente: infatti il vapore prodotto dall'impianto solare ha praticamente le stesse caratteristiche di temperatura e pressione di quello che proviene dal generatore a recupero di calore dai fumi di scarico del turbogas.

I risultati attesi dal prototipo industriale riguardano, innanzitutto, le conoscenze derivanti da una applicazione in piena scala della nuova tecnologia solare, ma anche un effetto di trascinamento per altre applicazioni e un primo contributo, limitato ma già significativo, all'esigenza ormai improrogabile di aumentare la disponibilità di potenza elettrica sulla rete nazionale.

Altro aspetto da non trascurare è l'opportunità di un'apertura del mercato per l'industria dei componenti solari, che potrebbe essere incentivata ad investire per ottimizzare questi sistemi di produzione ed abbatterne i costi.

SITI RIFERIMENTO:

DA EDILPOLTALE

28/03/2008 - Nella seduta del 26 marzo scorso, la Conferenza Unificata ha dato il via libera al decreto ministeriale che incentiva la produzione di energia elettrica mediante impianti solari termodinamici.

Il decreto, che attua l’art. 7 del Dlgs 387/2003, prevede il riconoscimento per 25 anni di tariffe incentivanti da 0,28 a 0,22 euro per Kilowattora prodotto; la tariffa è differenziata in base alla percentuale della frazione solare:

- per gli impianti in cui la frazione solare sia sopra l’85%, la tariffa incentivante è pari a 0,28 euro;

- per gli impianti in cui la frazione solare sia tra l’85% e il 50%, la tariffa incentivante è pari a 0,25 euro;

- per gli impianti in cui la frazione solare sia sotto il 50%, la tariffa incentivante è pari a 0,22 euro.

Alla tariffa incentivante va aggiunto il prezzo di vendita dell’energia prodotta.

Sono quindi incentivate tutte le produzioni di energia elettrica attribuibili alla fonte solare, ancorché realizzate con impianti ibridi, nei quali il calore prodotto dalla fonte solare integra il calore prodotto da fonti diverse; tuttavia, la tariffa riconosciuta è decrescente al decrescere della produzione imputabile alla fonte solare. Tale soluzione risponde a due esigenze: da un lato tiene conto che un impianto solare termodinamico non ibrido necessita di un generatore di elettricità dedicato, a differenza di quanto accade in un impianto ibrido; dall’altro lato, l’attenzione agli impianti ibridi si giustifica con il fatto che, almeno nel medio termine, questa soluzione tecnologica appare la più promettente, sia nel nostro Paese che all’estero.

L’obiettivo nazionale di potenza nominale da installare è pari a circa 200 Megawatt.

Soggetto incaricato di gestire gli incentivi è il Gestore dei servizi elettrici (GSE), che si occupa anche della gestione degli incentivi alla produzione di elettricità dalle altre fonti rinnovabili, incluso il solare fotovoltaico.

I beneficiari dell’incentivazione sono le persone fisiche e giuridiche responsabili degli impianti, progettati, realizzati ed eserciti in conformità alle disposizioni del decreto.

Gli incentivi sono cumulabili con finanziamenti che rientrano nelle seguenti soglie:

- in conto capitale eccedenti il 10% del costo dell'investimento;

- in conto interessi con capitalizzazione anticipata eccedenti il 25% del costo dell'investimento.

Qualora vi siano finanziamenti che superano queste percentuali, con delibera dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, verranno ridotte le tariffe incentivanti in rapporto al finanziamento ricevuto.

Il provvedimento non ha impatto sul bilancio dello Stato, poiché gli oneri conseguenti vengono caricati sulle tariffe elettriche che trovano nella componente tariffaria A3 già la copertura economica necessaria.

Il decreto fissa stabilisce i requisiti tecnici minimi dei componenti e degli impianti che si intende incentivare:

- è stabilito l’obbligo di utilizzare termoconvettori non inquinati (a meno che gli impianti non siano situati in aree industriali);

- gli impianti devono essere dotati di sistemi di accumulo, per sfruttare una delle specificità di maggior importanza del termodinamico, cioè la possibilità di superare il grande limite delle altre tipologie di produzione di energia rinnovabile, cioè l’intermittenza,;

- la superficie captante deve essere superiore a 2500 mq e, in caso di impianti ibridi nei quali l’apporto non rinnovabile è superiore al 50%, superiore a 25000 mq.

Sono definite le procedure per l’accesso agli incentivi, le relative modalità di erogazione e le procedure autorizzative: come per il fotovoltaico, la richiesta di incentivo va inoltrata a impianto ultimato al GSE, il quale comunica, previa verifica di rispetto delle disposizioni del decreto, la tariffa incentivante riconosciuta.

Nel 1957 si laurea in fisica alla Normale di Pisa e trascorre un anno presso la Columbia University. Ritorna in Italia all'Università La Sapienza di Roma.

Nel 1960 diventa ricercatore presso il CERN di Ginevra dove si occupa di ricerche inerenti la fisica delle particelle elementari. Lì promuove la modifica dell'esistente acceleratore SPS in un collisionatore protone-antiprotone; con questo nel 1983 scopre le particelle che sono responsabili dell'interazione debole, cioè i bosoni vettoriali W+, W− e Z. Riesce ad avere anche la conferma dell'unificazione della forza elettromagnetica e della interazione debole nella forza elettrodebole.

Nel 1984 riceve, insieme all'olandese Simon van der Meer, il premio Nobel per la fisica per queste scoperte. Dirige il CERN dal 1989 al 1993. Dal 1971 al 1988 insegna anche fisica presso l'Harvard University. Dal 1999 è Presidente dell'ENEA. Nel 2005 critica il governo Berlusconi sull'umiliazione che la ricerca in Italia sta subendo. Nel luglio dello stesso anno viene rimosso dall'incarico presso l'ENEA.

Da allora collabora con il CIEMAT (centro di ricerca sull'energia, l'ambiente e la tecnologia), un organismo spagnolo simile all'italiano ENEA, per lo sviluppo del "solare termodinamico", progetto iniziato all'ENEA e non conclusosi in Italia a causa del licenziamento di Rubbia.

È stato inoltre consulente per le questioni energetiche presso il Ministero dell'Ambiente del secondo governo Prodi. È stato anche professore ordinario di Complementi di Fisica Superiore all'Università di Pavia.

È socio onorario nazionale dell'Accademia Nazionale dei Lincei.

Carlo Rubbia.

Ricerche [modifica]

Le sue ricerche coprono molti aspetti della fisica delle particelle elementari in cui è estremamente attivo. Negli anni dopo il Nobel comincia a interessarsi ai problemi energetici e studia un reattore a fissione sicuro in cui i neutroni della reazione a catena vengono prodotti tramite un acceleratore di particelle. Il reattore resta però allo stadio di progetto.

Si è anche occupato di neutrini cosmici, della stabilità del protone, di fusione nucleare controllata; ha ideato un motore (il progetto 242) che usando solo 2,5 kg di americio 242 può portare un'astronave fino a Marte in un tempo molto minore degli attuali propulsori. Attualmente si interessa al problema della materia oscura. L'esperimento da lui proposto, WARP (Wimp ARgon Programme), si propone di rivelare la presenza di materia oscura sotto forma di WIMP (Weakly Interacting Massive Particles).

Attualmente è trasferito in Spagna per costruire alcune centrali solari termiche che mirano a sostituire le attuali centrali elettriche [1]. Ha accettato l'invito dell'ex-Ministro dell'ambiente Alfonso Pecoraro Scanio a ritornare a lavorare in Italia nello sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili. [2]

Il Nobel Rubbia punta sul solare: ma l'Italia non guarda al futuro

E l'ex direttore Enea annuncia: "Svilupperò le mie ricerche in Spagna"

"Il nostro pianeta è in ebollizione

solo una nuova energia ci salverà"

DAL nostro inviato CARLO BRAMBILLA

Foto articolo

VENEZIA - "Me ne vado in Spagna a fare quello che in Italia non mi hanno consentito di realizzare. Un nuovo impianto per sfruttare la fonte energetica del futuro: il solare termodinamico. Il nuovo solare. La stessa tecnologia che avrei voluto mettere in piedi in Sicilia, a Priolo, nei pressi di Siracusa. Visto che in Italia non si farà, sono stato prescelto per svilupparla in Spagna". Il premio Nobel Carlo Rubbia, allontanato dall'Enea dopo la denuncia sulla ricerca italiana umiliata, si sfoga passeggiando tra il verde dei chiostri della Fondazione Cini, sull'isola di San Giorgio, al termine della mattinata di lavoro della prima Conferenza mondiale sul futuro della scienza, promossa da Umberto Veronesi. A lui il compito delicato e strategico di coordinare proprio la sessione dedicata al futuro energetico, che ha richiamato a Venezia fisici e climatologi da tutto il mondo.

Professor Rubbia, perché se ne va in Spagna? In Italia non c'è la volontà di sviluppare nuove fonti energetiche pulite?

"Noi abbiamo lanciato in Italia quello che si chiama "solare termodinamico". Non il solare di oggi, fotovoltaico, ma un sistema molto più efficiente. Abbiamo fatto tre anni di ricerche e sviluppo. Questo primo impianto industriale si doveva fare con la collaborazione Enea-Enel a Priolo. Era il primo impianto che poteva utilizzare l'idea partita da Archimede, quella degli specchi ustori, per produrre calore che poi genera energia. Questo impianto era già precommerciale, nel senso che una grossa parte del finanziamento veniva dalle banche. Era un progetto non solo scientificamente di avanguardia, che si sarebbe fatto solo in Italia, ma anche vantaggioso perché non chiedeva al governo grandi somme per il finanziamento".

Un'occasione perduta. Perché è naufragata?

"Abbiamo chiesto un anno e mezzo fa di avere una risposta semplice. Ci voleva qualcuno nel ministero delle Attività produttive e dell'Ambiente che dicesse "il solare termodinamico che voi avete progettato è verde, pulito, come l'energia eolica o il solare fotovoltaico". Ma essendo una cosa nuova nessuno ha voluto esprimersi. Abbiamo atteso un anno e mezzo. Nel frattempo gli spagnoli hanno fatto una legge che dichiara che il solare termodinamico è verde. Risultato: io adesso me ne sono andato dall'Enea e ho preso la responsabilità del progetto per sviluppare la stessa tecnologia in Spagna".

Con la creazione di nuovi posti di lavoro qualificati in quel paese invece che in Italia.

"Certo. Dal punto di vista scientifico che l'impianto, di rilevanza mondiale, venga realizzato in un paese piuttosto che in un altro non cambia nulla. Ma che posti di lavoro si creino in Spagna invece che in Italia è una realtà".

L'uragano Rita sta per abbattersi sul Texas. Katrina ha appena causato devastazioni incalcolabili. Il clima del pianeta sta cambiando e il riscaldamento complessivo della Terra, che ne è la causa, sembra inarrestabile. Quali scelte strategiche dobbiamo prendere, sul fronte energetico, per ridurre l'effetto serra?

"Una volta, nella zona caraibica, si verificava un uragano dagli effetti devastanti ogni 4 anni. Adesso ne abbiamo due all'anno. Il motivo sta nella temperatura del mare che è in costante aumento. Gli oceani sono come pentole piene d'acqua sui fornelli della cucina. Se giriamo la manopola e alziamo la fiamma l'acqua bolle. Si crea vapore che determina la formazione di uragani. Ogni anno, inoltre, nascono 90 milioni di individui sul pianeta. E la quantità di energia che viene consumata continua a crescere. Non era mai successa una cosa del genere nella storia del pianeta. Non sappiamo esattamente cosa accadrà. Ci troviamo dentro a un esperimento. Purtroppo siamo proprio dentro a una immensa provetta. Se ci andrà male andrà male a tutti".

Bisogna girare al più presto la manopola e abbassare la fiamma sotto alla pentola.

"A lungo termine esistono solo due sorgenti di energia che ci permetteranno di abbassare la temperatura del pianeta: il solare nuovo e il nuovo nucleare. Un nucleare capace di eliminare il problema dei rifiuti e di spezzare il rapporto tra energia nucleare e usi militari. Penso alla fissione fatta non sull'uranio, ma sul torio".

Perché non parla dell'idrogeno, l'attesa rivoluzione del futuro?

"L'idrogeno va molto bene. Ma se si produce l'idrogeno partendo dal gas naturale o dal carbone non serve a niente. Alla fine si avrebbe nell'atmosfera la stessa quantità di anidride carbonica. Meglio bruciare direttamente il gas naturale o il carbone. Bisogna passare al solare. L'idrogeno deve essere prodotto con energia solare. Lei può prendere della luce solare e con questa trasformare l'acqua in idrogeno e ossigeno. L'ossigeno lo mette in giro, a grande beneficio del mondo, come fanno le piante. L'idrogeno lo recupera e diventa un gas naturale sintetico. Si potrà pensare di far viaggiare l'idrogeno fin dentro le case, proprio come si fa col gas naturale".

E cucinare, in casa, su cucine a gas all'idrogeno.

"Certamente. Senza riscaldare più il pentolone degli oceani".

(23 settembre 2005)

Protocollo Enel-Enea per il nuovo impianto siciliano di energia rinnovabile

Funzionerà grazie alla tecnologia messa a punto dal premio Nobel Carlo Rubbia

Solare termodinamico, l'Italia ci prova

firmata l'intesa per la centrale di Priolo

Investimento di 40 milioni per un progetto pilota in funzione dal 2009

Produrrà circa 5 megawatt integrandosi con l'attuale struttura a ciclo combinato a gas

<B>Solare termodinamico, l'Italia ci prova<br>firmata l'intesa per la centrale di Priolo</B>

Un'elaborazione al computer di come sarà il campo solare di Priolo

ROMA - Nessuno è profeta in patria, ma a volte viene concessa una seconda possibilità. Così se il premio Nobel per la fisica Carlo Rubbia nel 2005 ha dovuto polemicamente lasciare la guida dell'Enea ed emigrare in Spagna per trovare chi credesse nelle sue idee sul solare termodinamico, ora qualcuno in Italia sembra essersi pentito ed è pronto a scommettere sulle intuizioni del grande scienziato.

Dopo la falsa partenza di un paio di anni fa, conclusa con la "fuga" di Rubbia sull'altra riva del Mediterraneo, questa mattina Enel ed Enea hanno firmato solennemente alla presenza del ministro dell'Ambiente Alfonso Pecoraro Scanio il protocollo di intesa per la realizzazione di "Archimede", il primo impianto solare termodinamico italiano e il primo al mondo ed essere integrato con una centrale a ciclo combinato a gas.

L'investimento complessivo per rendere operativo il progetto, che sorgerà a Priolo Gargallo (Siracusa) all'interno dell'impianto Enel già esistente, è di oltre 40 milioni di euro. Una volta completato l'iter autorizzativo, entro il 2009 è prevista l'entrata in esercizio del progetto pilota da 5 megawatt, una quantità di energia in grado di soddisfare il fabbisogno annuale di 4.500 famiglie con un risparmio di circa 2.400 tonnellate equivalenti di petrolio l'anno, con un taglio di emissioni di anidride carbonica per circa 7.300 tonnellate.

L'Italia, ha commentato soddisfatto il ministro Pecoraro, "ha scelto la svolta sul solare", con un progetto "importante per far ripartire la nostra tecnologia". "L'Enel - ha proseguito - ha fatto una cosa buona. Gli utili vanno investiti nell'innovazione: quindi sempre più sole e meno cose scure come il carbone". "Con la realizzazione di "Archimede" - ha aggiunto il presidente dell'Enea Luigi Paganetto - si passa dalla fase di laboratorio alla fase industriale. La scelta di realizzare subito un modulo da 5 MW risponde all'esigenza di avere immediatamente un impianto in funzione".

"Archimede" come detto utilizzerà la tecnologia termodinamica, più efficiente rispetto a quella più diffusa e conosciuta del fotovoltaico, in quanto è in grado di produrre energia elettrica anche di notte o quando il cielo è coperto. Il sole viene sfruttato infatti in maniera indiretta. Dei vasti campi di specchi concavi (a Priolo sarà utilizzata una superficie di circa 300 x 280 metri) concentrano i raggi solari utilizzandoli per scaldare fino alla temperatura di 550 gradi un fluido a base di sali messo a punto attraverso gli esperimenti coordinati da Rubbia.

Il calore ottenuto servirà a generare vapore ad alta pressione che, convogliato nelle turbine dell'adiacente impianto a ciclo combinato della centrale Enel, incrementerà la produzione di energia elettrica dell'impianto, riducendo la necessità di bruciare combustibili fossili. Il materiale che verrà usato a Priolo, oltre a mantenere il calore a lungo permettendo alla centrale di funzionare anche di notte o con il cielo coperto, così come gli olii utilizzati nelle centrali solari termodinamiche già in funzione, ha anche le importanti e innovative qualità di essere totalmente innocuo per l'ambiente in caso di fuoriuscite accidentali e di non essere infiammabile.

"Questo - ha commentato Rubbia - è ancora un impianto dimostrativo. Gli anni che si sono persi sono pesanti nel senso che il resto del mondo è andato avanti. E' ovvio che noi qui stiamo parlando di maratona, non so cosa succederà fra 5, 10, 15 anni anche se sono convinto che questo tipo di tecnologia diventerà dominante nel campo delle rinnovabili".

Per quanto soddifatto dell'importante passo avanti compiuto, il premio Nobel non ha nascosto però la sua perplessità sulla tabella di marcia fissata da Enel ed Enea. "Ho l'impressione - ha detto Rubbia - che i tempi tecnici presentati oggi siano troppo lunghi. Abbiamo l'esempio americano che ci dice che in 12 mesi si può fare una centrale da 64 MW che costa quattro volte la centrale in Italia di 5 MW".

(26 marzo 2007)

Edito in Proprio e Responsabile STUDIO TECNICO DALESSANDRO GIACOMO

Responsabile Per. Ind. Giacomo Dalessandro

Riferimaneti Leggi e Normative : Michele Dalessandro - Organizzazione, impaginazione grafica: Francesca Dalessandro