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.

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

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.

Il futuro energetico secondo BP (ed ExxonMobil)

La BP (prima British e ora Beyond Petroleum) pubblica da 60 anni delle statistiche energetiche che sono diventate un punto di riferimento per chiunque si occupi della produzione e del consumo di energia. Da pochi giorni è uscito un nuovo contributo, il BP energy outlook 2030 (pdf, 1.4 MB), che dovrebbe rappresentare un'alternativa all'annuale World Energy Outlook dell'IEA (International Energy Agency); la differenza esteriore principale è che il primo risulta molto più snello, circa 80 pagine contro le oltre 700 del secondo, e gratuito. Quale potrà essere il futuro energetico mondiale fra il possibile declino delle fonti convenzionali (combustibili fossili, in particolare petrolio) e la crescita delle alternative (fotovoltaico, eolico, biocombustibili, nucleare)?

Nell'introduzione si parla di proiezioni basate non su un modello BAU (Business As Usual) ma di tendenza dei mercati energetici desumibile dalle attuali conoscenze; i primi grafici riassumono le prospettive demografiche, energetiche ed economiche.

BP Energy Outlook 2030, da pag. 8.

BP Energy Outlook 2030, da pag. 14.

La richiesta di energia primaria rimane costante nei paesi OECD mentre raddoppia negli altri; il PIL invece aumenta ovunque, più rapidamente nei paesi emergenti, e poiché l'intensità energetica migliora è possibile una crescita economica maggiore a parità di aumento percentuale nell'energia consumata. Una suddivisione più dettagliata della produzione energetica in base alla fonte si trova poco più avanti.

BP Energy Outlook 2030, da pag. 16.

Nei paesi non OECD il consumo cresce del 68% in venti anni (2.6% annuo), e questa richiesta copre il 93% del totale; le proporzioni del mix energetico cambiano molto poco a causa dell'inerzia del sistema, e sebbene le rinnovabili - compresi i biocarburanti - siano viste in crescita dell'8.2% annuo, una proiezione decisamente ottimistica e paragonabile alla velocità di penetrazione del mercato che ha avuto il nucleare negli anni '70 e '80, il loro peso sul totale rimane piccolo.

Più petrolio per (quasi) tutti

Il Venezuela insiste, e in un recente annuncio il suo presidente dà per scontato il sorpasso sull'Arabia Saudita per quanto riguarda le riserve di petrolio. Si tratta della solita cintura dell'Orinoco, del solito petrolio ultra-pesante e pieno di Zolfo, e forse anche della solita necessità di tenere lontano dagli occhi la realtà per quanto più tempo possibile: la produzione petrolifera sta diminuendo e senza investimenti esteri sarà difficile risalire la china. Ha poca importanza il fatto che l'Arabia disponga di 265 miliardi di barili (stando alle statistiche della BP) e il Venezuela di "soli" 217, e quindi non si possa ancora parlare tecnicamente di sorpasso: tanto sugli sbandierati 200 anni di riserve venezuelane pochi sarebbero pronti a scommettere.

Rimanendo nell'America del Sud anche la Petrobras ci informa che le sue riserve provate sono aumentate del 7.5% nel corso del 2010; a voler essere pignoli si potrebbe discutere sul fatto che i nuovi giacimenti si trovino a 150 km dalla costa e ad una profondità che va dai 5000 ai 7000 metri, circa un terzo dei quali costituito da sale, non proprio semplicissimo da perforare. Tutto fa, e se altre compagnie petrolifere sono pronte a dividere le spese è possibile che si riesca a tirarne fuori qualcosa di buono.

Non vuole essere da meno la Cina, con ben 38 (!) giacimenti offshore fra petrolio e gas naturale; aggiungiamo come bonus 200 miliardi di tonnellate di carbone (bastanti per 40-50 anni), un po' di clatrati di metano e potrebbe quasi sembrare che i problemi di import energetico del gigante asiatico siano destinati a scomparire.

Sempre dalla Cina merita un cenno anche la notizia riportata un paio di settimane fa secondo la quale sarebbe stato messo a punto un processo che permette di moltiplicare per 60 la durata dell'Uranio esistente, garantendo alla nazione 3000 anni di riserve (ai consumi attuali, ovviamente). All'inizio pensavo che si trattasse del proseguimento dell'esperimento iniziato a Qinshan lo scorso anno, cioè nient'altro che il già noto DUPIC (Direct Use of PWR fuel in Candu), che vedrebbe però al massimo un guadagno del 25% nell'energia ricavabile dal combustibile; rimaneva quel curioso coefficiente moltiplicativo così vicino al rapporto esistente in natura fra U238 e U235 che farebbe pensare piuttosto ad un utilizzo in reattori veloci, ma la Cina ne ha solo uno sperimentale in funzione (e forse altri 3 da costruire nei prossimi anni).

Sembra invece che i cinesi siano proprio riusciti a replicare il riprocessamento che già si esegue in Francia, ma serviranno comunque una decina di anni prima di un uso su grande scala. Per arrivare alla durata riportata inizialmente è indispensabile l'impiego di reattori raffreddati a Sodio o Piombo/Bismuto, dato che il MOX inserito in reattori tradizionali raffreddati ad acqua non permette la chiusura del ciclo e il 99% dell'energia - teoricamente - disponibile resta al suo posto. Nel frattempo i mercati se ne fregano dei 3000 anni che verranno, e i prezzi dell'Uranio si alzano in risposta a 3 contratti cinesi stipulati a Novembre per un totale di 63.000 tonnellate di minerale da qui al 2020; tenuto conto che circa l'80% della produzione attuale è già di fatto venduta con accordi analoghi, gli operatori del settore si attendono ripercussioni sul prezzo a breve e medio termine.

In tutto questo moltiplicarsi di riserve e scoperte, solo una notizia riporta con i piedi per terra: la Norvegia ha tagliato del 21% le riserve di tipo "unproven" in seguito a risultati deludenti ricavati dai alcuni pozzi di prova, e questo si somma al rapido declino iniziato nel 2001.

Per dirla con le parole dell'NPD (Norwegian Petroleum Directorate), "Production is declining in spite of vigorous (prospecting) activity. Not enough new reserves are found to offset current oil and gas production". Più picco di così...

Tutto quello che avreste voluto sapere sul petrolio*

* ma non avete mai osato chiedere

Questo potrebbe essere un buon sottotitolo per Oil 101, il libro di Morgan Downey pubblicato nel 2009 (e del quale non credo esista, né mai esisterà, una traduzione in italiano).

Chiunque si interessi di problemi energetici dovrebbe avere alcune nozioni sul petrolio. Purtroppo i libri che trattano l'argomento sono spesso troppo specialistici - e costosi - oppure parlano solo di alcuni aspetti economici o geopolitici; se non si vuole spendere, in rete è possibile trovare buoni articoli (ad esempio su The Oil Drum), ma per chi si è avvicinato da poco all'argomento ed è privo di un background possono risultare troppo ostici. Oil 101 rappresenta un buon compromesso fra una pagina di Wikipedia e i 7 volumi del Petroleum Engineering Handbook, riuscendo in sole 452 pagine (ampiamente corredate di grafici e tabelle) a spiegare l'essenziale anche a chi sia totalmente digiuno della materia.

Dopo un breve riassunto sulla storia dell'estrazione petrolifera dal colonnello Drake fino alle oil sands dei giorni nostri, passando per le sette sorelle e l'OPEC, si entra nella parte più tecnica (e arida) del volume, 3 capitoli sulle caratteristiche fisiche e chimiche del petrolio. Seguono poi l'esplorazione e la produzione, la sua raffinazione e una dettagliata analisi dei prodotti finiti in base al loro peso molecolare, dai gas ai distillati pesanti. Al trasporto e immagazzinamento sono dedicati i capitoli 11 e 12, nel 13 si trattano i fenomeni stagionali - ad esempio gli effetti della temperatura sulla domanda di combustibile per riscaldamento - e in quello seguente la definizione e la stima delle riserve.

Nelle ultime 40 pagine vengono affrontati gli aspetti economici: le definizioni dei benchmark, i futures, gli swaps, le opzioni, il significato di una curva dei prezzi in contango, spread e derivati. Se qualcuno spera di poter comprendere l'aumento e successivo crollo dei prezzi registrati nel 2008 dopo aver letto gli ultimi capitoli, probabilmente rimarrà deluso: manca qualunque accenno alla vicenda (ma c'è il grafico con i prezzi spot).

Nessun libro è perfetto, e di fronte ad un tema così vasto bisogna necessariamente arrivare a dei compromessi fra il livello di approfondimento e lo spessore del volume; nel complesso tuttavia, se si riesce a sopportare la scrittura essenziale e si è disposti a sorvolare su qualche paragrafo in stile bignami - come quello che tratta dei vari tipi di viscosimetri - la trattazione è piuttosto equilibrata. Anzi, anche per chi abbia già conoscenze in materia Oil 101 può rappresentare un indispensabile compagno proprio grazie alla numerosa quantità di dati elencata e tabellata.

Volendo essere davvero pignoli, per un lettore italiano alcune parti possono sembrare troppo centrate sugli USA; vale in particolare per il capitolo 15 sulla legislazione ambientale, ma anche in altri tratti i riferimenti agli Stati Uniti - per quanto comprensibili vivendo l'autore a New York - diranno poco al lettore europeo. Da questo punto di vista proprio le prime due pagine del libro non sono esenti da una critica: si cita come inizio dell'era del petrolio la data del 27 Agosto 1859 con il primo pozzo di Titusville (Pennsylvania) senza nemmeno un cenno a Baku e al suo pozzo profondo 21 m scavato nel 1846 (per non parlare della raffineria del 1837); solo più avanti si parlerà del mar Caspio ma riferendosi al periodo successivo al 1870.

In definitiva, se da tempo si cercano risposte chiare a domande del tipo

• Ma le sette sorelle quali sono?
• Cosa misurano i gradi Api?
• Perché il petrolio si definisce "sweet" o "sour"?
• Cos'è il "refinery gain"?

questo libro potrà tenere compagnia per più di qualche sera.