Idrocarburi
La più grande scoperta petrolifera degli ultimi decenni insegna una carissima lezione
A undici anni dall'avvio dei lavori e dopo oltre 28 miliardi di euro spesi, non è stata ancora estratta nemmeno una goccia dal giacimento Kashagan. A pochi mesi dall'inizio della produzione il governo kazako preme sulle compagnie petrolifere perché diano subito il via ad un ampliamento, ma gli otto anni di ritardo accumulati dalla prima tranche e lo sforamento di 11 miliardi di euro sulle spese preventivate rendono le società molto prudenti: per questa seconda fase potrebbero non riuscire a vedere alcun utile prima del 2041, anno nel quale scadono le concessioni. A regime dal giacimento dovrebbero venire estratti 450.000 barili al giorno, e con l'espansione si potrebbe arrivare a 1.5 mbpd.
Secondo gli esperti è troppo presto per parlare di un cartello mondiale del gas
Al primo summit del Gas Exporting Countries Forum i principali argomenti in agenda erano i prezzi e l'approccio comune al mercato del gas naturale; tuttavia dal momento della sua fondazione dieci anni fa alcuni stati hanno il timore che possa diventare simile all'OPEC. Nonostante controlli oltre il 70% delle riserve mondiali e fra i 12 membri siano inclusi i primi due produttori - Russia e Iran - molti esperti concordano sul fatto che il GEFC non sia veramente in grado di imporre dei prezzi: infatti solamente il 2.5% dell'LNG viene venduto sul mercato spot, e la grande maggioranza di scambi è regolata tramite contratti di lungo termine (20 o 30 anni), cioè non esiste di fatto un mercato globale.
Nucleare
Le proteste ritardano il Rinascimento nucleare indiano
Anche nei paesi con una grande fame di energia e piani nucleari ambiziosi esistono movimenti fra la popolazione che si oppongono alla costruzione di nuove centrali: è il caso dell'India, dove una serie di manifestazioni - in alcuni casi supportate da figure istituzionali locali - ha determinato il rinvio della prima accensione di due reattori da 1GW di tipo VVER (russo). L'effetto Fukushima è il principale responsabile di questa serie di proteste, ma esistono anche preoccupazioni di tipo ambientale sugli scarichi di acqua calda nelle acque costiere e lamentele per l'esiguità degli indennizzi offerti per gli espropri.
Solare, Eolico e altre rinnovabili
Dove soffia il vento
Attualmente l'intera produzione di energia elettrica in Mongolia si basa su centrali termoelettriche a carbone - esclusa una piccola frazione a olio combustibile - e la crescita della domanda interna, spinta dall'industria mineraria del rame, è poderosa: è passata da circa 3000 GWh/anno nel 2001 ai 4200 nel 2008. L'obiettivo a media scadenza però è di produrre il 20% dell'energia da rinnovabili, e in quest'ottica si inserisce la nuova wind farm a 70 chilometri dalla capitale Ulan Bator: 31 turbine da 1.6 MW che saranno in funzione dal prossimo anno per la cifra di 74 milioni di euro.
Varie
Utilizzo di tattiche militari per superare le paure relative al fracking
Durante una conferenza per addetti ai lavori ma aperta al pubblico, il dirigente di una compagnia impegnata in perforazioni per l'estrazione di gas naturale avrebbe esortato gli ascoltatori a scaricare il "Counterinsurgency (COIN) Field Manual": lo scopo è quello di apprendere tecniche utili nella risoluzione di contestazioni da parte di comunità locali. E' possibile considerare un movimento locale che si oppone all'hydraulic fracturing una "insurrezione"? La Anadarko Petroleum ha in seguito rilasciato una dichiarazione per prendere le distanze dal termine usato, ma il danno ormai è fatto.
lunedì 21 novembre 2011
lunedì 14 novembre 2011
Notizie della settimana - 07/11-13/11
Idrocarburi
L'Europa potrebbe superare gli Stati Uniti come maggior importatore mondiale di petrolio
Un aumento nello sfruttamento dei giacimenti di petrolio e gas naturale sul suolo nazionale, unito a nuovi standard atti a migliorare l'efficienza dei veicoli, potrebbe significare che entro il 2015 il primato di maggior importatore mondiale di petrolio passerà dagli USA all'Europa; la previsione si trova nel rapporto annuale dell'IEA, dove si aggiunge che entro il 2020 il poco invidiabile scettro andrà alla Cina. Nel 2035 la domanda di petrolio a livello mondiale dovrebbe raggiungere i 99 mbpd, per un prezzo di 120 $ al barile.
La Cina incontra ostacoli nella produzione di shale gas
Per arrivare a produrre il 10% del fabbisogno energetico tramite gas naturale, la Cina ha iniziato un ambizioso progetto che dovrebbe vederla estrarre nel 2020 ben 80 miliardi di metri cubi da giacimenti di shale gas, ad oggi non ancora sfruttati; per avere un confronto può essere utile ricordare che questa quantità sarebbe superiore a quanto esportato nel 2010 dal Qatar come LNG (circa 76 miliardi di metri cubi), oppure che sarebbe circa la metà di quanto estratto dal centro e Sud America lo scorso anno. Scarsità d'acqua - da usare in grande quantità nel processo estrattivo - nelle regioni già soggette a siccità, mancanza di esperienza e know-how, incertezza su quantità e qualità delle riserve sono tutti fattori che possono ritardare l'inizio della produzione commerciale di questa risorsa.
IEA: il carbone sarà la principale fonte energetica nel 2035
Secondo le proiezioni del World Energy Outlook 2011 il carbone arriverà a sorpassare il petrolio come principale fonte energetica in circa due decenni. Nel caso la previsione si avveri non si tratterà comunque di una novità, poiché il carbone è stato al primo posto a livello mondiale dal 1800 fino a dopo il 1960; solo negli ultimi 50 anni si è trovato al secondo posto, ma sempre davanti all'uso di gas naturale.
Nucleare
Un incidente nucleare può aumentare il costo di produzione dell'energia
Secondo il parere di alcuni membri della Japan Atomic Energy Commission un incidente nucleare paragonabile a quello verificatosi a Fukushima può costare fino a 47 miliardi di euro; questo comporterebbe un aumento del costo pari a circa 1.5 c€ per kWh prodotto, portando la cifra complessiva a 6.5 c€ e quindi rendendolo superiore a carbone e gas naturale (rispettivamente 5.4 e 5.8 c€/kWh così come stimato nel 2004) per un reattore da 1200 MWhe. Il gruppo ha ipotizzato che il tempo di ritorno per l'incidente sia 500 anni/reattore e tenuto conto della spesa per evacuazione, indennizzo e smantellamento del reattore, ma non della bonifica ambientale e dello stoccaggio a lungo termine dei detriti radioattivi.
Solare, Eolico e altre rinnovabili
Il mercato fotovoltaico cinese potrebbe uguagliare quello statunitense nel 2011
Il nuovo schema di sussidi adottato dal governo di Pechino e una rapida discesa dei prezzi dei pannelli fotovoltaici porteranno probabilmente la quantità di nuove installazioni a livelli simili a quelli statunitensi: circa 1.8 GW contro i 2-2.2 GW attesi in USA, un risultato impressionante se si pensa che l'anno scorso erano rispettivamente 480 e 880 MW. Da Agosto esiste una tariffa feed-in che paga circa 13 c€ per ogni kWh prodotto, mentre in precedenza il governo era intervenuto tramite la concessione di prestiti a tassi agevolati o con altre misure atte a stimolare la produzione di pannelli.
L'Europa potrebbe superare gli Stati Uniti come maggior importatore mondiale di petrolio
Un aumento nello sfruttamento dei giacimenti di petrolio e gas naturale sul suolo nazionale, unito a nuovi standard atti a migliorare l'efficienza dei veicoli, potrebbe significare che entro il 2015 il primato di maggior importatore mondiale di petrolio passerà dagli USA all'Europa; la previsione si trova nel rapporto annuale dell'IEA, dove si aggiunge che entro il 2020 il poco invidiabile scettro andrà alla Cina. Nel 2035 la domanda di petrolio a livello mondiale dovrebbe raggiungere i 99 mbpd, per un prezzo di 120 $ al barile.
La Cina incontra ostacoli nella produzione di shale gas
Per arrivare a produrre il 10% del fabbisogno energetico tramite gas naturale, la Cina ha iniziato un ambizioso progetto che dovrebbe vederla estrarre nel 2020 ben 80 miliardi di metri cubi da giacimenti di shale gas, ad oggi non ancora sfruttati; per avere un confronto può essere utile ricordare che questa quantità sarebbe superiore a quanto esportato nel 2010 dal Qatar come LNG (circa 76 miliardi di metri cubi), oppure che sarebbe circa la metà di quanto estratto dal centro e Sud America lo scorso anno. Scarsità d'acqua - da usare in grande quantità nel processo estrattivo - nelle regioni già soggette a siccità, mancanza di esperienza e know-how, incertezza su quantità e qualità delle riserve sono tutti fattori che possono ritardare l'inizio della produzione commerciale di questa risorsa.
IEA: il carbone sarà la principale fonte energetica nel 2035
Secondo le proiezioni del World Energy Outlook 2011 il carbone arriverà a sorpassare il petrolio come principale fonte energetica in circa due decenni. Nel caso la previsione si avveri non si tratterà comunque di una novità, poiché il carbone è stato al primo posto a livello mondiale dal 1800 fino a dopo il 1960; solo negli ultimi 50 anni si è trovato al secondo posto, ma sempre davanti all'uso di gas naturale.
Nucleare
Un incidente nucleare può aumentare il costo di produzione dell'energia
Secondo il parere di alcuni membri della Japan Atomic Energy Commission un incidente nucleare paragonabile a quello verificatosi a Fukushima può costare fino a 47 miliardi di euro; questo comporterebbe un aumento del costo pari a circa 1.5 c€ per kWh prodotto, portando la cifra complessiva a 6.5 c€ e quindi rendendolo superiore a carbone e gas naturale (rispettivamente 5.4 e 5.8 c€/kWh così come stimato nel 2004) per un reattore da 1200 MWhe. Il gruppo ha ipotizzato che il tempo di ritorno per l'incidente sia 500 anni/reattore e tenuto conto della spesa per evacuazione, indennizzo e smantellamento del reattore, ma non della bonifica ambientale e dello stoccaggio a lungo termine dei detriti radioattivi.
Solare, Eolico e altre rinnovabili
Il mercato fotovoltaico cinese potrebbe uguagliare quello statunitense nel 2011
Il nuovo schema di sussidi adottato dal governo di Pechino e una rapida discesa dei prezzi dei pannelli fotovoltaici porteranno probabilmente la quantità di nuove installazioni a livelli simili a quelli statunitensi: circa 1.8 GW contro i 2-2.2 GW attesi in USA, un risultato impressionante se si pensa che l'anno scorso erano rispettivamente 480 e 880 MW. Da Agosto esiste una tariffa feed-in che paga circa 13 c€ per ogni kWh prodotto, mentre in precedenza il governo era intervenuto tramite la concessione di prestiti a tassi agevolati o con altre misure atte a stimolare la produzione di pannelli.
lunedì 7 novembre 2011
Notizie della settimana - 31/10-06/11
Idrocarburi
La produzione di petrolio in Russia raggiunge un nuovo record post-sovietico
Nel 1988, prima del suo dissolvimento, l'Unione Sovietica era arrivata a produrre 11.41 mbpd; quest'anno, nel mese di Ottobre, si spinge fino a 10.34 mbpd (10.30 a Settembre) confermandosi il maggiore estrattore mondiale di oro nero. Ad oggi la produzione annua è stata comunque in perfetta linea con le previsioni degli analisti, che vedevano un leggero aumento rispetto ai livelli del 2010 fino a raggiungere i 10.26 mbpd.
L'Australia vuole diventare il supermercato del gas naturale
E' solo da pochi anni che il mercato del gas naturale ha iniziato a perdere le caratteristiche di regionalità del passato per diventare mondiale, grazie ai miglioramenti nella tecnologia di liquefazione, trasporto e rigassificazione; aggiungendo a ciò i progressi nelle centrali a ciclo combinato, sempre più flessibili e complementari a reti che vedono alte percentuali di energia elettrica prodotta da rinnovabili, è prevedibile che la richiesta di LNG in futuro aumenterà. L'Australia ha deciso di investire con decisione in questo settore, sebbene disponga solamente dell'1.6% delle riserve a livello mondiale (2900 miliardi di metri cubi), con l'obiettivo di arrivare a fornire il 10% del fabbisogno cinese, il 20% di quello giapponese e il 30% di quello coreano.
L'India a corto di carbone per il 2012
La presenza di abbondanti riserve sul suolo nazionale non è sufficiente a garantire l'approvvigionamento delle centrali termoelettriche, sia per motivi logistici sia di scarsa qualità della materia prima: così l'India ha sospeso i programmi di costruzione di nuovi impianti e investe pesantemente all'estero. Attualmente oltre 400 milioni di indiani non hanno accesso all'elettricità, e il 40% delle persone è sottoposto a turnazione potendone usufruire per non più di 12 ore al giorno.
Nucleare
La Cina scommette sull'energia nucleare
Il carbone viene usato in Cina per produrre l'80% di energia elettrica a basso costo richiesta dalla nazione, ma i problemi collegati sono evidenti: città immerse nello smog, migliaia di morti all'anno in miniera, rischio di black-out al minimo intoppo sulle linee ferroviarie. L'opzione nucleare nei piani di Pechino dovrebbe arrivare a coprire, assieme alle rinnovabili, il 15% della produzione di elettricità, passando dagli attuali 10 fino a 80 GW installati nel 2020. Gli effetti di Fukushima però si sono fatti sentire, e le procedure di approvazione per nuove centrali sono sospese in attesa di nuovi regolamenti di sicurezza; è probabile che il governo punterà sul moderno reattore AP1000, più costoso del CPR-1000 ma dotato di sistema di raffreddamento di emergenza che non richiede elettricità.
Solare ed Eolico
Nuovo record di conversione per celle fotovoltaiche
La Sharp ha prodotto una cella a tripla giunzione che ha raggiunto un'efficienza del 36.9%; la performance è già stata certificata dall'AIST e rappresenta il massimo finora ottenuto per celle senza concentrazione. I tre strati sono composti da leghe di Indio, Gallio, Fosforo e Arsenico le cui diverse caratteristiche permettono di convertire l'energia dei fotoni incidenti per un intervallo di lunghezze d'onda molto più esteso di quanto ottenibile dalle consuete celle a singolo strato.
La produzione di petrolio in Russia raggiunge un nuovo record post-sovietico
Nel 1988, prima del suo dissolvimento, l'Unione Sovietica era arrivata a produrre 11.41 mbpd; quest'anno, nel mese di Ottobre, si spinge fino a 10.34 mbpd (10.30 a Settembre) confermandosi il maggiore estrattore mondiale di oro nero. Ad oggi la produzione annua è stata comunque in perfetta linea con le previsioni degli analisti, che vedevano un leggero aumento rispetto ai livelli del 2010 fino a raggiungere i 10.26 mbpd.
L'Australia vuole diventare il supermercato del gas naturale
E' solo da pochi anni che il mercato del gas naturale ha iniziato a perdere le caratteristiche di regionalità del passato per diventare mondiale, grazie ai miglioramenti nella tecnologia di liquefazione, trasporto e rigassificazione; aggiungendo a ciò i progressi nelle centrali a ciclo combinato, sempre più flessibili e complementari a reti che vedono alte percentuali di energia elettrica prodotta da rinnovabili, è prevedibile che la richiesta di LNG in futuro aumenterà. L'Australia ha deciso di investire con decisione in questo settore, sebbene disponga solamente dell'1.6% delle riserve a livello mondiale (2900 miliardi di metri cubi), con l'obiettivo di arrivare a fornire il 10% del fabbisogno cinese, il 20% di quello giapponese e il 30% di quello coreano.
L'India a corto di carbone per il 2012
La presenza di abbondanti riserve sul suolo nazionale non è sufficiente a garantire l'approvvigionamento delle centrali termoelettriche, sia per motivi logistici sia di scarsa qualità della materia prima: così l'India ha sospeso i programmi di costruzione di nuovi impianti e investe pesantemente all'estero. Attualmente oltre 400 milioni di indiani non hanno accesso all'elettricità, e il 40% delle persone è sottoposto a turnazione potendone usufruire per non più di 12 ore al giorno.
Nucleare
La Cina scommette sull'energia nucleare
Il carbone viene usato in Cina per produrre l'80% di energia elettrica a basso costo richiesta dalla nazione, ma i problemi collegati sono evidenti: città immerse nello smog, migliaia di morti all'anno in miniera, rischio di black-out al minimo intoppo sulle linee ferroviarie. L'opzione nucleare nei piani di Pechino dovrebbe arrivare a coprire, assieme alle rinnovabili, il 15% della produzione di elettricità, passando dagli attuali 10 fino a 80 GW installati nel 2020. Gli effetti di Fukushima però si sono fatti sentire, e le procedure di approvazione per nuove centrali sono sospese in attesa di nuovi regolamenti di sicurezza; è probabile che il governo punterà sul moderno reattore AP1000, più costoso del CPR-1000 ma dotato di sistema di raffreddamento di emergenza che non richiede elettricità.
Solare ed Eolico
Nuovo record di conversione per celle fotovoltaiche
La Sharp ha prodotto una cella a tripla giunzione che ha raggiunto un'efficienza del 36.9%; la performance è già stata certificata dall'AIST e rappresenta il massimo finora ottenuto per celle senza concentrazione. I tre strati sono composti da leghe di Indio, Gallio, Fosforo e Arsenico le cui diverse caratteristiche permettono di convertire l'energia dei fotoni incidenti per un intervallo di lunghezze d'onda molto più esteso di quanto ottenibile dalle consuete celle a singolo strato.
lunedì 3 ottobre 2011
Andasol 3
Dopo le prime due centrali da 50 MW già realizzate, anche Andasol 3 è stata ufficialmente inaugurata e inizierà le operazioni commerciali a breve, essendo quasi terminata la fase di test in corso da due mesi. Le specifiche tecniche rimangono identiche a quelle dei due progetti precedenti: oltre 200.000 collettori parabolici pari a mezzo milione di metri quadrati di specchi, disposti su una superficie a terra quattro volte maggiore (1300x1500m), quasi cento chilometri di tubi ricevitori, ma soprattutto 30.000 tonnellate di una miscela di sali fusi usati in due serbatoi per immagazzinare parte della radiazione solare incidente.
La miscela di nitrato di sodio e potassio, due comuni fertilizzanti, viene infatti scaldata dal fluido termovettore che transita nei collettori nei momenti in cui la radiazione solare è massima, mentre cede a questo calore nelle ore notturne: Andasol 3 dovrebbe così essere in grado di erogare energia per oltre sette ore dopo il tramonto del Sole, e permettere un funzionamento equivalente di 3500 ore annue (misurate rispetto al carico massimo). L'andamento variabile dell'irraggiamento obbligherebbe, in mancanza di un sistema di accumulo, a dimensionare la turbina per il massimo valore realizzabile oppure a rinunciare a parte dell'energia raccoglibile, abbassando il rendimento dell'impianto riferito alla radiazione incidente.
Infatti le centrali termodinamiche - e tutti i metodi di trasformazione dell'energia incentrati sulle rinnovabili, con esclusione dell'idroelettrico da bacino - hanno il problema di dover rendere più regolare la produzione, in genere soggetta a variabilità ciclica (solare) oppure casuale (eolico); la Spagna da questo punto di vista ha deciso di emanare nel 1997 e successivamente nel 2004 una legge ad hoc (pdf), secondo la quale questo tipo di impianti per accedere alla tariffa incentivante non può superare certi limiti di utilizzo di gas naturale, usato per mantenere la temperatura dei sali al di sopra di quella di solidificazione: si parla di un massimo del 15% riferito alla produzione elettrica immessa in rete.
Avere dei limiti così stringenti ha spinto i progettisti a cercare soluzioni di "storage" che permettessero di rimanere entro i limiti legali evitando quanto più possibile i regimi transitori degli impianti; sebbene ogni passaggio aggiuntivo comporti delle inevitabili perdite dal punto di vista termodinamico, per Andasol 3 il rendimento del sistema di serbatoi dovrebbe essere del 93%. La scelta progettuale seguita in Andalusia naturalmente non è l'unica possibile: altre soluzioni prevedono l'utilizzo di un unico serbatoio nel quale si stabilisce un termoclino, oppure di riempire il volume a disposizione con un materiale dalle opportune caratteristiche di diffusività termica ma poco costoso.
La presenza di zone dalle caratteristiche favorevoli sul territorio - elevati valori di radiazione incidente ed aria tersa - e una legislazione opportuna hanno permesso agli spagnoli di allacciare alla rete elettrica nazionale 150 MW di solare termodinamico in tempi molto brevi: dall'inizio dei lavori su Andasol 1 sono passati solamente cinque anni. Rimane ora da stabilire se questi impianti potranno essere veramente competitivi sul piano dei costi del kWh prodotto e se l'attuale crisi finanziaria non costringerà a rivedere ulteriormente gli schemi incentivanti in modo retroattivo: già a metà e fine 2010 il governo di Madrid era intervenuto con ritocchi alle Feed In Tariff che avevano sollevato forti critiche.
Ulteriori informazioni sono disponibili ai seguenti link:
Die Parabolrinnen-Kraftwerke Andasol 1 bis 3 (pdf)
Andasol 3 solar thermal power plant inaugurated
 |
| Vista aerea dei tre impianti di Guadix per 150 MW di potenza complessiva. |
La miscela di nitrato di sodio e potassio, due comuni fertilizzanti, viene infatti scaldata dal fluido termovettore che transita nei collettori nei momenti in cui la radiazione solare è massima, mentre cede a questo calore nelle ore notturne: Andasol 3 dovrebbe così essere in grado di erogare energia per oltre sette ore dopo il tramonto del Sole, e permettere un funzionamento equivalente di 3500 ore annue (misurate rispetto al carico massimo). L'andamento variabile dell'irraggiamento obbligherebbe, in mancanza di un sistema di accumulo, a dimensionare la turbina per il massimo valore realizzabile oppure a rinunciare a parte dell'energia raccoglibile, abbassando il rendimento dell'impianto riferito alla radiazione incidente.
Infatti le centrali termodinamiche - e tutti i metodi di trasformazione dell'energia incentrati sulle rinnovabili, con esclusione dell'idroelettrico da bacino - hanno il problema di dover rendere più regolare la produzione, in genere soggetta a variabilità ciclica (solare) oppure casuale (eolico); la Spagna da questo punto di vista ha deciso di emanare nel 1997 e successivamente nel 2004 una legge ad hoc (pdf), secondo la quale questo tipo di impianti per accedere alla tariffa incentivante non può superare certi limiti di utilizzo di gas naturale, usato per mantenere la temperatura dei sali al di sopra di quella di solidificazione: si parla di un massimo del 15% riferito alla produzione elettrica immessa in rete.
Avere dei limiti così stringenti ha spinto i progettisti a cercare soluzioni di "storage" che permettessero di rimanere entro i limiti legali evitando quanto più possibile i regimi transitori degli impianti; sebbene ogni passaggio aggiuntivo comporti delle inevitabili perdite dal punto di vista termodinamico, per Andasol 3 il rendimento del sistema di serbatoi dovrebbe essere del 93%. La scelta progettuale seguita in Andalusia naturalmente non è l'unica possibile: altre soluzioni prevedono l'utilizzo di un unico serbatoio nel quale si stabilisce un termoclino, oppure di riempire il volume a disposizione con un materiale dalle opportune caratteristiche di diffusività termica ma poco costoso.
La presenza di zone dalle caratteristiche favorevoli sul territorio - elevati valori di radiazione incidente ed aria tersa - e una legislazione opportuna hanno permesso agli spagnoli di allacciare alla rete elettrica nazionale 150 MW di solare termodinamico in tempi molto brevi: dall'inizio dei lavori su Andasol 1 sono passati solamente cinque anni. Rimane ora da stabilire se questi impianti potranno essere veramente competitivi sul piano dei costi del kWh prodotto e se l'attuale crisi finanziaria non costringerà a rivedere ulteriormente gli schemi incentivanti in modo retroattivo: già a metà e fine 2010 il governo di Madrid era intervenuto con ritocchi alle Feed In Tariff che avevano sollevato forti critiche.
Ulteriori informazioni sono disponibili ai seguenti link:
Die Parabolrinnen-Kraftwerke Andasol 1 bis 3 (pdf)
Andasol 3 solar thermal power plant inaugurated
mercoledì 9 febbraio 2011
I blackout del Texas e l'eolico.
All'inizio di Febbraio il Texas è stato colpito da un'ondata di maltempo con forti nevicate e a seguire, dalla notte di Martedì 2, basse temperature e venti via via meno intensi; l'elevata richiesta di elettricità si è combinata con problemi dovuti al freddo in una cinquantina di centrali termoelettriche, rendendo di fatto inutilizzabili circa 7 GW per il gestore della rete ERCOT e lasciando pochissime riserve a disposizione. Si è dovuto pertanto procedere a distacchi programmati - rolling blackout - per evitare il rischio di un collasso totale del sistema, simile a quello che è accaduto in Italia nel 2003 (ma per motivi diversi).
Trovarsi al buio e al freddo non fa mai piacere, per cui è lecito attendersi delle lamentele da parte degli utenti e di politici di vario rango pronti a sfruttare la situazione per avere un po' di visibilità; tuttavia le condizioni meteorologiche giustificavano almeno parzialmente gli avvenimenti, quindi è stata una discreta sorpresa scoprire che alcune voci incolpavano dei blackout l'eolico, o meglio la mancata produzione dalle wind-farm: la storia è iniziata qui, sul blog di un meteorologo, ed è stata prontamente ripresa e pubblicizzata enormemente da un collega con molta più visibilità.
Il succo del ragionamento è il seguente: con poco vento e basse temperature le pale non girano e non producono elettricità, e poiché il Texas dipende così tanto dall'eolico - oltre 9.4 GW installati alla fine del 2009 - ecco che abbiamo trovato il capro espiatorio; se i soldi fossero stati investiti nella costruzione di centrali termoelettriche tradizionali o nucleari si sarebbe evitata una situazione critica. Queste conclusioni sembrano piuttosto strumentali alla luce di come si sono svolti i fatti.
Le temperature rigide e i problemi conseguenti nelle centrali (circuiti idraulici fuori uso, strumentazione in tilt) sono stati sicuramente il motivo fondamentale che ha portato ai blackout; le interazioni fra sistema elettrico e altre infrastrutture hanno in certi casi peggiorato la situazione: ad esempio, alcuni distacchi hanno portato al fermo delle stazioni di compressione su un gasdotto, causando cadute di pressione e il blocco di altre centrali turbogas. Altre due circostanze hanno poi giocato a sfavore dei texani. L'elevato numero di impianti fermi per manutenzione straordinaria ha tolto 5 GW ulteriori ai gestori del sistema elettrico proprio mentre veniva registrato un'aumento della richiesta di potenza elettrica dai 33.5 GW di Lunedì ai 56 GW di Mercoledì; tali valori non sono eccezionali per il Texas, che l'inverno scorso ha toccato i 57 GW di domanda senza incidenti. Infine, quando una rete è sottoposta a stress considerevole un aiuto può venire dagli stati adiacenti, ammesso che la rete stessa non sia isolata come è il caso di quella gestita dall'ERCOT; non c'è stata quindi la possibilità di importare energia, e l'unica soluzione percorribile è diventata la riduzione dei carichi.
La produzione eolica ha fatto la sua parte: nella giornata di Mercoledì sono stati erogati fra i 3.5 e i 4 GW, un valore in media con le attese stagionali, e i problemi dovuti alla formazione di ghiaccio sulle pale sono stati limitati a pochi episodi. Non sembra quindi giustificato accusare l'eolico per i disagi subiti, e nemmeno bollarlo come "inaffidabile" (unreliable) per via del calo produttivo verificatosi a partire dalla serata di Mercoledì con venti più deboli: il gestore della rete è in grado di prevedere l'andamento della potenza generata dalle wind-farm - ironicamente, proprio grazie al lavoro dei meteorologi - e di regolare di conseguenza la riserva. Affermare che l'indisponibilità di potenza eolica rappresenta un fallimento (Having 60% offline and "some turbines shutting down" certainly fall within my definition of "failed.") significa ignorare il modo in cui modernamente si integrano le fonti variabili con quelle tradizionali.
Questa conoscenza non manca all'AWEA che ha prontamente replicato: tramite un comunicato stampa si loda l'energia eolica che avrebbe reso la situazione meno drammatica (Wind energy played a major role in keeping the blackouts from becoming more severe. Between 5 and 7 A.M. this morning (the peak of the electricity shortage) wind was providing between 3,500 and 4,000 MW, roughly the amount it had been forecast and scheduled to provide.) scrivendo a chiare lettere che l'energia immessa era esattamente quella prevista. Naturalmente anche le altre centrali termoelettriche regolarmente funzionanti hanno avuto un grosso merito nell'impedire che la situazione peggiorasse, ma forse non è stato specificato per evitare di accumulare troppe banalità in un solo comunicato...
E' difficile dire se la sostituzione dell'eolico con altre centrali avrebbe comportato meno disagi in questa particolare circostanza. La riserva disponibile deve essere in ogni istante almeno pari alla taglia del più grande generatore connesso più una frazione del carico richiesto; una forte percentuale di eolico può essere interpretata ai fini gestionali come una maggiore variabilità della domanda ed influisce sul secondo termine, per cui sostituire le pale con centrali termoelettriche potrebbe sì aumentare la potenza teoricamente disponibile in un istante, ma non necessariamente nel momento del bisogno. Supponendo che i 10 GW texani mossi dal vento abbiano un fattore di capacità del 30% avremmo mediamente 3 GW di produzione, rimpiazzabili ad esempio con 4 GW termoelettrici (e non 10, perché l'equivalenza si basa sull'energia producibile e non sulla potenza di targa); questa è la quantità aggiuntiva regolabile della quale avrebbe potuto in teoria disporre ERCOT, ma con quali tempi di intervento?
Gli imprevisti possono capitare e qualunque rete è suscettibile di collassi parziali o totali; l'importante è imparare dagli errori ed evitare processi sommari.
Trovarsi al buio e al freddo non fa mai piacere, per cui è lecito attendersi delle lamentele da parte degli utenti e di politici di vario rango pronti a sfruttare la situazione per avere un po' di visibilità; tuttavia le condizioni meteorologiche giustificavano almeno parzialmente gli avvenimenti, quindi è stata una discreta sorpresa scoprire che alcune voci incolpavano dei blackout l'eolico, o meglio la mancata produzione dalle wind-farm: la storia è iniziata qui, sul blog di un meteorologo, ed è stata prontamente ripresa e pubblicizzata enormemente da un collega con molta più visibilità.
Il succo del ragionamento è il seguente: con poco vento e basse temperature le pale non girano e non producono elettricità, e poiché il Texas dipende così tanto dall'eolico - oltre 9.4 GW installati alla fine del 2009 - ecco che abbiamo trovato il capro espiatorio; se i soldi fossero stati investiti nella costruzione di centrali termoelettriche tradizionali o nucleari si sarebbe evitata una situazione critica. Queste conclusioni sembrano piuttosto strumentali alla luce di come si sono svolti i fatti.
Le temperature rigide e i problemi conseguenti nelle centrali (circuiti idraulici fuori uso, strumentazione in tilt) sono stati sicuramente il motivo fondamentale che ha portato ai blackout; le interazioni fra sistema elettrico e altre infrastrutture hanno in certi casi peggiorato la situazione: ad esempio, alcuni distacchi hanno portato al fermo delle stazioni di compressione su un gasdotto, causando cadute di pressione e il blocco di altre centrali turbogas. Altre due circostanze hanno poi giocato a sfavore dei texani. L'elevato numero di impianti fermi per manutenzione straordinaria ha tolto 5 GW ulteriori ai gestori del sistema elettrico proprio mentre veniva registrato un'aumento della richiesta di potenza elettrica dai 33.5 GW di Lunedì ai 56 GW di Mercoledì; tali valori non sono eccezionali per il Texas, che l'inverno scorso ha toccato i 57 GW di domanda senza incidenti. Infine, quando una rete è sottoposta a stress considerevole un aiuto può venire dagli stati adiacenti, ammesso che la rete stessa non sia isolata come è il caso di quella gestita dall'ERCOT; non c'è stata quindi la possibilità di importare energia, e l'unica soluzione percorribile è diventata la riduzione dei carichi.
La produzione eolica ha fatto la sua parte: nella giornata di Mercoledì sono stati erogati fra i 3.5 e i 4 GW, un valore in media con le attese stagionali, e i problemi dovuti alla formazione di ghiaccio sulle pale sono stati limitati a pochi episodi. Non sembra quindi giustificato accusare l'eolico per i disagi subiti, e nemmeno bollarlo come "inaffidabile" (unreliable) per via del calo produttivo verificatosi a partire dalla serata di Mercoledì con venti più deboli: il gestore della rete è in grado di prevedere l'andamento della potenza generata dalle wind-farm - ironicamente, proprio grazie al lavoro dei meteorologi - e di regolare di conseguenza la riserva. Affermare che l'indisponibilità di potenza eolica rappresenta un fallimento (Having 60% offline and "some turbines shutting down" certainly fall within my definition of "failed.") significa ignorare il modo in cui modernamente si integrano le fonti variabili con quelle tradizionali.
Questa conoscenza non manca all'AWEA che ha prontamente replicato: tramite un comunicato stampa si loda l'energia eolica che avrebbe reso la situazione meno drammatica (Wind energy played a major role in keeping the blackouts from becoming more severe. Between 5 and 7 A.M. this morning (the peak of the electricity shortage) wind was providing between 3,500 and 4,000 MW, roughly the amount it had been forecast and scheduled to provide.) scrivendo a chiare lettere che l'energia immessa era esattamente quella prevista. Naturalmente anche le altre centrali termoelettriche regolarmente funzionanti hanno avuto un grosso merito nell'impedire che la situazione peggiorasse, ma forse non è stato specificato per evitare di accumulare troppe banalità in un solo comunicato...
E' difficile dire se la sostituzione dell'eolico con altre centrali avrebbe comportato meno disagi in questa particolare circostanza. La riserva disponibile deve essere in ogni istante almeno pari alla taglia del più grande generatore connesso più una frazione del carico richiesto; una forte percentuale di eolico può essere interpretata ai fini gestionali come una maggiore variabilità della domanda ed influisce sul secondo termine, per cui sostituire le pale con centrali termoelettriche potrebbe sì aumentare la potenza teoricamente disponibile in un istante, ma non necessariamente nel momento del bisogno. Supponendo che i 10 GW texani mossi dal vento abbiano un fattore di capacità del 30% avremmo mediamente 3 GW di produzione, rimpiazzabili ad esempio con 4 GW termoelettrici (e non 10, perché l'equivalenza si basa sull'energia producibile e non sulla potenza di targa); questa è la quantità aggiuntiva regolabile della quale avrebbe potuto in teoria disporre ERCOT, ma con quali tempi di intervento?
Gli imprevisti possono capitare e qualunque rete è suscettibile di collassi parziali o totali; l'importante è imparare dagli errori ed evitare processi sommari.
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