MORE THAN ONE GIGAWATT OF EXPERIENCE

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1 MORE THAN ONE GIGAWATT OF EXPERIENCE

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3 3 ARGOMENTO AMBITO GEOGRAFICO PAROLE CHIAVE CONTATTI Impianti solari termodinamici Globale CSP, impianti solari termodinamici, meccanismi di incentivazione, sistemi di concentrazione solare, anest Mauro Moroni Alessio Secchiaroli MORONI&PARTNERS Il solare termodinamico è una delle più interessanti e promettenti tecnologie per la produzione di energia elettrica e termica in aree caratterizzate da elevata radiazione solare diretta. Moroni & Partners, uno dei principali Technical Advisor italiani nel settore delle energie rinnovabili e dell efficienza energetica, ha deciso di produrre questo documento, con lo scopo di far conoscere al pubblico potenzialità, applicazioni e limiti di questa tecnologia. Di taglio prettamente scientifico ma con la volontà di essere anche divulgativo, questo documento esplora i limiti di questa tecnologia e fa una panoramica sul potenziale di sviluppo del termodinamico nel territorio italiano. Ing. Mauro Moroni MORONI & PARTNERS RINGRAZIAMENTI Nome Alessio Secchiaroli Paolo Martini Marco Martorana Giuseppe Farchione Paolo Lugiato Antonio Toro Affiliazione Moroni&Partners Archimede Solarenergy Unicredit Leasing Innova RTR Capital Fera

4 4 IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI Stato dell Arte ed Incentivazione INTRODUZIONE LA RADIAZIONE SOLARE SISTEMI DI CONCENTRAZIONE SOLARE SISTEMI DI ACCUMULO TERMICO SISTEMI DI GENERAZIONE ELETTRICA UTILIZZI INDUSTRIALI DEGLI IMPIANTI CSP ASPETTI AUTORIZZATIVI ED INCENTIVAZIONE DELL ENERGIA PRODOTTA BANCABILITÀ DEGLI IMPIANTI CSP IMPATTO AMBIENTALE E SOCIO-ECONOMICO DEGLI IMPIANTI CSP PROSPETTIVE DI SVILUPPO DEGLI IMPIANTI CSP BIBLIOGRAFIA

5 5 IMPIANTI SOLARI TERMODINAMICI Stato dell Arte ed Incentivazione Introduzione Storia degli impianti CSP (Concentrating Solar Power) La tecnologia degli impianti solari a concentrazione viene spesso ricondotta alla leggenda degli specchi ustori di Archimede, tuttavia lo sviluppo a scopo di produzione di energia della tecnologia di concentrazione solare nasce all inizio del secolo scorso con prototipi già molto simili a quelli attuali, per forma e concetto. A tal proposito si può portare come esempio l impianto costruito da Frank Schumann ( ) in Egitto, ultimato nel 1912 ed utilizzato per la produzione di vapore destinato al pompaggio delle acque del Nilo. L'impianto era dotato di stoccaggio in acqua calda (Figura 1). Figura 1: Impianto solare a concentrazione con parabole lineari (44-51 kw) costruito da Frank Schumann a Meadi in Egitto nel Fonte GSES. Il vero sviluppo si ha tuttavia intorno agli anni 60 e 70 negli Stati Uniti in Francia in Russia, mediante esperimenti riguardanti la resistenza dei materiali sottoposti ad alti flussi radianti e ad alte temperature indotte mediante concentrazione solare. In Italia la prima sperimentazione sugli impianti CSP è dovuta al Prof. G. Francia ( ), che anticipò, a metà degli anni 60, concetti tornati oggi materia di sviluppo. Le sue iniziative furono orientate, infatti, a dimostrare le potenzialità della concentrazione della radiazione solare mediante i primi impianti proof of the concept a Torre Solare ed a concentratori lineari di Fresnel, entrambi oggi in sviluppo su scala industriale. Alcuni esempi della produzione di Francia sono il sistema a specchi lineari orientabili con collettore fisso, realizzato nel 1964, che precorre l attuale tecnologia degli specchi di Fresnel e l assorbitore protetto da celle a nido d ape per diminuire le perdite per convezione ed irraggiamento. L impianto che applica tali concetti, costruito a Marsiglia, era in grado di produrre vapore che si raccoglieva nella parte alta del collettore ed era destinato ad alimentare una turbina per la produzione di energia elettrica (Figura 2).

6 6 A partire da queste realizzazioni pionieristiche verso la fine degli anni 70 è stata realizzata grazie ad una collaborazione europea la Plataforma Solar de Almeria (Figura 3), destinata alla ricerca sul solare a concentrazione e su altre applicazioni ambientali dell energia solare. In seguito i primi veri impianti ad essere realizzati sono stati quelli a torre solare ed eliostati. Dalla metà degli anni 80 inizia anche la costruzione di impianti a parabole lineari (Stati Uniti) e la sperimentazione sulla tecnologia Dish-Stirling (a disco parabolico). Dalla metà degli anni 90 infine la ricerca si sposta sui concentratori lineari di Fresnel, oggi in fase di sviluppo industriale. Figura 2: Impianto solare a concentrazione con specchi lineari ed assorbitore con celle a nido d ape per la produzione di vapore (a sinistra), schema dell assorbitore (a destra). Fonte GSES

7 7 Figura 3: Plataforma Solar de Almeria (PSA), immagine aerea. Fonte Impianti CSP in Italia La storia delle realizzazioni d impianti CSP in Italia è costituita da una serie d iniziative sporadiche a carattere sperimentale, che partono alla fine degli anni 70 con il progetto Eurelios di Adrano in Sicilia (impianto a torre). L impianto della potenza di 1 MW è stato oggetto di sperimentazione dal 1981 al Merita di essere ricordato il Grande progetto Solare Termodinamico dell ENEA, nato per volontà del professor Rubbia, che ha focalizzato la sperimentazione sull utilizzo delle parabole lineari e dei sali fusi come fluido di processo per rendere la produzione di energia compatibile con le necessità della rete. Allo stesso modo, deve essere menzionato il progetto Eurodish che ha permesso l installazione e la sperimentazione dell unico impianto in Italia con sistema Dish-Stirling, nel L impianto Archimede di Priolo Gargallo (ENEL, potenza 5 MW), inaugurato nel mese di Luglio 2010, rappresenta il completamento del solare termodinamico di ENEA, il progetto è nato per produrre e fornire energia rinnovabile a 5000 famiglie tramite l uso di 360 specchi parabolici. L impianto sfrutta l unione di un ciclo combinato e della tecnologia solare dei concentratori parabolici lineari (54 concentratori da cento metri): il vapore ad alta pressione prodotto dall impianto solare è convogliato all adiacente ciclo combinato a gas per incrementarne la produzione elettrica. Il vero carattere innovativo della centrale, tuttavia, deriva dall uso dei sali fusi, oltre che come mezzo di accumulo, anche come fluido di processo in sostituzione dell olio diatermico. Ciò permette di sfruttare temperature di processo superiori a 500 C, accumulare maggiori quantità di calore con rendimenti più elevati e quindi superare il problema della mancanza di sole durante la notte. L impianto inoltre è in grado di produrre con linearità ed in modalità continuativa energia, senza impatto sull ambiente, allo scopo di far gestire al meglio il dispacciamento dell energia prodotta. Enel Green Power, assieme all ENEA, sta partecipando a due bandi europei per costruire altre due centrali solari termodinamiche: Archetype SW 550, che dovrebbe avere una potenza di MW e funzionare come impianto di dissalazione e Archetype 30, che, con 30 MW di potenza, dovrebbe fornire energia in Sicilia. In stato maggiormente avanzato, Archetype SW 550 si trova a San Martino, in provincia di Catania, ed è nato per essere il primo impianto stand alone ad alte temperature con tecnologia Parabolic Trough Concentrator (PTC).

8 8 L impianto oltre ad essere integrato con un impianto a biomassa, dispone di un sistema di accumulo che garantisce una produzione continua anche nelle ore notturne per produrre in modalità cogenerativa energia elettrica e acqua potabile. Infine, come più recente esempio di impianto operativo all interno del territorio italiano, vi è da segnalare il progetto Archimede-Chiyoda Molten Salt Test Loop. Archimede Solar Energy (ASE) e Chiyoda Corporation hanno inaugurato all inizio del mese di Luglio 2013 la più avanzata centrale solare a tecnologia PTC. Archimede Solar Energy, società del Gruppo Angelantoni è l unico produttore al mondo di tubi ricevitori solari commercialmente disponibili per centrali CSP, con tecnologia a concentratori parabolici lineari, che utilizzano nitrati di sodio e potassio (sali fusi) quale fluido termovettore. La centrale rappresenta il primo impianto dimostrativo al mondo funzionante con sali Fusi a 550, con tecnologia a specchi parabolici, ed è situato nell area industriale e produttiva di ASE a Massa Martana (Perugia). Anche in questo caso il carattere innovativo dell impianto è testimoniato dal fatto che gli impianti CSP a specchi parabolici installati nel mondo, per oltre 2 GWe, utilizzano olio diatermico come fluido di scambio termico, consentendo una massima temperatura di lavoro di circa 390. L olio è però inquinante ed altamente infiammabile, mentre questo non accade per i sali fusi utilizzati da ASE. Il percorso di sviluppo degli impianti CSP in Italia è stabilito dal PAN (Piano di Azione Nazionale per le Fonti Rinnovabili) del Luglio 2010, che ha previsto, per il 2020, la produzione di 1700 GWh elettrici mediante fonte solare termoelettrica. A ciò corrisponde una potenza installata di circa 600 MW. Uno studio di RSE (Ricerca Sistema Elettrico), del 2012, ha stimato che l area fisicamente necessaria alla produzione di tale energia mediante CSP è di circa 25 km 2. Tale area dovrebbe essere dislocata in quelle regioni aventi almeno 1600 kwh/m 2 /anno di radiazione solare diretta media (il valore consigliato per garantire un funzionamento efficace, mantenendo il fattore d integrazione con altra fonte, al di sotto del 15% è di circa kwh/m 2 /anno). Le regioni italiane che possiedono tale caratteristica sono Campania, Calabria, Puglia, Basilicata, Sicilia e Sardegna. Lo stesso studio, ha stimato l area disponibile per impianti CSP, nelle regioni menzionate, considerando le zone del territorio regionale non urbanizzate e pianeggianti, ridotte mediante dei fattori che tengono conto della disponibilità effettiva del suolo (per effetto di strade, ferrovie canali, coltivazioni ecc ) e della disponibilità locale di radiazione diretta. In questo modo è stato possibile stimare una superficie virtuale idonea all installazione di impianti CSP pari a 2764 km 2, suddivisa secondo le indicazioni riportate in Tabella 1. Come è evidente nella Tabella 1 ognuna delle regioni selezionate avrebbe una superficie virtuale idonea in grado di ospitare interamente l area di 25 km 2 prevista per l installazione di 600 MW.

9 9 REGIONE SICILIA CALABRIA PUGLIA BASILICATA CAMPANIA SARDEGNA ZONA Sup. Idonea grezza Km 2 Fattore di disponibilità suolo Fattore di disponibilità solare Sup. Idonea virtuale Km 2 Piana di Trapani-Marsala Piana di Catania Piana di Gela Piana di Castelvetrano-Campobello di Mazara Piana di Trapani-Marsala Ripartizione Energia GWh/anno Ripartizione Potenza M W TOTALE REGIONALE Piana di Gioia Tauro Piana di S. Eufemia Foce fiume Neto Piana di Sibari TOTALE REGIONALE Area di Taranto 0 Costa di Brindisi 0 Litorale di Porto Cesareo 0 Tavoliere Provincia Foggia TOTALE REGIONALE Piana di Metaponto TOTALE REGIONALE Piana del Volturno Piana del Sele TOTALE REGIONALE Piadura del Campidano Aree sparse Costa Sud Piana di Arborea Entroterra di Porto Torres ,3 TOTALE REGIONALE TOTALE TOTALE GENERALE Tabella 1: Ripartizione delle aree idonee ad ospitare impianti CSP in Italia. Fonte RSE, SOLARPACES 1.3 Impianti CSP nel mondo La potenza installata in impianti CSP è di appena 2.9 GW in tutto il mondo, anche se il primo impianto commerciale ha iniziato a operare nel 1986, e nonostante l ondata di costruzione iniziata in Spagna durante la metà degli anni 2000 e proseguita negli Stati Uniti. La Figura 4 permette di identificare meglio la fascia dei paesi che hanno investito e tuttora stanno investendo in nuovi impianti. Sono in fase avanzata di costruzione ulteriori 2,5 GW circa, di cui una quota pari quasi al 90% è rappresentata da installazioni negli Stati Uniti ed in Spagna (Figura 5). Tuttavia, come è mostrato in Tabella 2, sono in fase di sviluppo o comunque sono già stati approvati progetti per circa 10 GW in Nord Africa (Tunisia, Marocco e Algeria), Sud Africa, India, Cile, Cina, Emirati Arabi e Australia. Nei prossimi anni si avrà molto probabilmente il sorpasso definitivo degli USA nei confronti della Spagna (Figura 6), ma soprattutto l emergere prepotente di nuovi mercati in paesi che godono di condizioni di irraggiamento (in termini di radiazione normale diretta, DNI) estremamente elevate. La Tunisia, con un progetto da 2 GW, presenta il tasso di crescita più elevato, che le permetterà nei prossimi anni di posizionarsi dietro a Stati Uniti e Spagna come capacità installata (Figura 7).

10 10 POTENZA TOTALE [MW] OPERATIVI IN COSTRUZIONE Tabella 2: Stato degli impianti CSP installati, in via di sviluppo o previsti per area geografica. Fonte CSP Today Global Tracker Molti paesi che si trovano ad una latitudine compresa tra 40 N e 40 S, hanno prospettive di crescita in questo settore molto elevate, come riportato in Tabella 3. Ciò è principalmente dovuto alle caratteristiche peculiari degli impianti CSP rispetto alle altre fonti rinnovabili, in particolare: Prevedibilità della produzione grazie alla possibilità di accumulo o ibridazione Elevata potenza specifica degli impianti Elevata quota locale negli investimenti ANNUNCIATI, PIANIFICATI IN SVILUPPO Algeria Argentina Australia 16,3 103,5 Brasile 51 Canada 1 Cile Cina 3,5 65,7 594 Cipro 50 Egitto Francia 1 1,3 12 Germania 1,5 Grecia 125 India 58, Iran 17 Israele Italia 5,35 30 Giordania 75 Kenia 0 Kuwait 110 Libano 52,8 Messico Marocco Oman 7 Papua Nuova Guinea 1,2 Portogallo Qatar Sud Africa Spagna 2054, Tailandia 5 Tunisia 2150 Turchia 5 50 Emirati Arabi Uniti USA 571, ,5 TOTALE 2915, ,2 9856,8

11 11 Figura 4: Distribuzione degli impianti CSP nel mondo al 2014, operativi in blu, in costruzione in giallo ed in sviluppo o pianificati in verde. Tabella 3: Prospettive di crescita mondiale nel settore del solare termodinamico. Rielaborazione dati ANEST

12 12 Figura 5: Suddivisione delle quote di mercato in termini di capacità installata. Fonte CSP Today Global Tracker Figura 6: Suddivisione delle quote di mercato in termini di impianti in costruzione. Fonte CSP Today Global Tracker.

13 13 Figura7: Suddivisione delle quote di mercato in termini di impianti in sviluppo. Fonte CSP Today Global Tracker Nel lungo periodo, l Agenzia internazionale dell energia (IEA) stima che gli impianti CSP dovrebbero soddisfare l 8% -10% della domanda globale di energia elettrica entro il 2050 al fine di contribuire a ridurre il livello di anidride carbonica e limitare l aumento medio della temperatura globale. Tuttavia, per soddisfare l 8% della domanda di elettricità al 2050 sarebbe necessaria una significativa implementazione della tecnologia CSP al di fuori degli stati membri del OECD (Organisation for Economic Co-operation and Development) e della Cina (Figura 8). Figura 8: Scenario al 2050 della domanda di elettricità (GW) soddisfatta da impianti CSP. Fonte SBC Energy Institute Per effetto della crisi economica alcuni piani per diversi progetti CSP sono stati cancellati o convertiti in solare fotovoltaico, una tecnologia che beneficia di riduzioni del prezzo del modulo fotovoltaico. Tuttavia, la potenza installata di CSP dovrebbe raggiungere quasi i 15 GW entro il 2017 grazie agli Stati Uniti, India, Cina, Medio Oriente e Nord Africa (MENA). La maggior parte dei progetti CSP si basa sulla tecnologia dei concentratori parabolici, nonostante la crescente quota di torri solari. Un elenco della potenza cumulata per impianti CSP nelle diverse aree geografiche, suddivisa per tipologia di sistema di concentrazione, è riportata nella Tabella 4. Come dimostrano i dati riportati, gli impianti con concentratori parabolici lineari rappresentano la maggior parte delle capacità operativa grazie al loro vantaggio competitivo sui costi.

14 14 I sistemi a torre solare, nonostante la bassa capacità installata ad oggi, hanno un elevato potenziale e rappresentano la prima vera alternativa agli impianti PTC. Anche la tecnologia con concentratori lineari Fresnel sta vivendo un momento di lento e graduale sviluppo: il primo impianto su larga scala è già in funzione in Spagna (Puerto Errado 2), ed altri due sono in costruzione (100 MW in India, e 44 MW in Australia). I sistemi con dischi parabolici (dish) sono in una fase iniziale di sviluppo e il loro decollo dipenderà dalle risorse che saranno investite in Ricerca e Sviluppo. Tuttavia, questa tipologia ha maggior potenziale su taglie più piccole e si adatterebbe efficacemente per rispondere alle esigenze della generazione distribuita. Nel grafico che segue, Figura 9, sono riportate alcune conclusioni di uno studio condotto dall Agenzia Internazionale dell Energia (IEA), nelle quali è possibile apprezzare il sorpasso che subisce la tecnologia dei sistemi PTC da parte della tecnologia a torre solare in termini di quote di mercato per quanto concerne gli impianti pianificati (15,9% contro 17,6%). REGIONE STATO IMPIANTO TECNOLOGIA POTENZA Medio Oriente e Africa Operativi o in costruzione PTC 432 Torre 61 LFC Annunciati, pianificati o in sviluppo Dish PTC 1260 Torre 3028 LFC 165 Dish 40 LAT.AM. Operativi o in costruzione PTC 26 Torre LFC Annunciati, pianificati o in sviluppo Dish PTC 430 Torre 400 LFC 5 USA Operativi o in costruzione Dish PTC 1347 Torre 536 LFC 10 Dish 15 Annunciati, pianificati o in sviluppo PTC 425 Torre 1700 LFC Asia e Australia Operativi o in costruzione Dish PTC 392 Torre 56,5 LFC 190 Dish 1 Annunciati, pianificati o in sviluppo PTC 2163 Torre 10 LFC 275 Dish 16 Europa Operativi o in costruzione PTC 2278 Torre 54 LFC 32 Annunciati, pianificati o in sviluppo Dish PTC 38 Torre 100 LFC Dish Tabella 4: Stato degli impianti CSP installati, in via di sviluppo o previsti per tecnologia. Fonte CSP Today Global Tracker

15 15 I vantaggi peculiari degli impianti CSP nell utilizzo dell energia solare, si traducono in un costo di produzione dell energia, detto anche Levelised Cost Of Energy (LCOE), tendenzialmente basso per una tecnologia non ancora totalmente matura. Esso rappresenta il prezzo cui dovrebbe essere venduta l energia prodotta, per tutta la vita dell impianto, in modo da generare ricavi equivalenti al costo totale attualizzato sostenuto ed è fortemente decrescente all aumentare dell irraggiamento diretto normale annuo. La variazione percentuale del LCOE in funzione del livello di irraggiamento diretto normale (DNI) è riportata in Figura 10, nella quale la Spagna con DNI pari a 2100 è considerata il caso di riferimento, a cui corrisponde il valore di LCOE del 100%. Questo genera prospettive di crescita maggiori in paesi con valori di DNI (Direct Normal Irradiance) annui più elevati. E evidente il vantaggio competitivo di alcuni paesi come Arabia Saudita, Marocco, Sud Africa, Cile ed alcune zone dell Australia e degli Stati Uniti (California, Nevada e Arizona) che potranno beneficiare di costi di produzione dell energia elettrica più bassi con la tecnologia CSP a causa dell elevato valore di irraggiamento diretto normale (Figura 11). Figura 9: Stato di avanzamento dei progetti CSP in funzione della tecnologia. Fonte SBC Energy Institute

16 16 Figura 10: Variazione percentuale del LCOE [$/MWh] in funzione della DNI [kwh/m 2 /anno] rispetto al caso spagnolo con DNI Fonte DLR Figura 11: Mappa mondiale di DNI. Fonte DLR L associazione ESTELA (European Solar Thermal Electricity Association) stima il raggiungimento della grid-parity (costo competitivo con la generazione da fonte fossile) per impianti CSP intorno al 2025, con un LCOE inferiore a 100 /MWh. Il raggiungimento della grid-parity passa per una prima fase di sviluppo con piccoli impianti da MW, per circa GW, quindi per fase una fase intermedia con GW di impianti installati di medie dimensioni ( MW cadauno) ed infine per una fase di installazione di grandi impianti (con potenza maggiore di 250 MW) per una potenza complessiva di circa 50 GW.

17 17 2 La radiazione solare 2.1 Radiazione Diretta e Globale Gli impianti solari termodinamici (CSP) così come quelli fotovoltaici a concentrazione (CPV), non captano l intera radiazione solare che attraverso l atmosfera giunge sulla superficie Terrestre, ma concentrando la radiazione su un unico punto o una linea di fuoco, essi sono sensibili alla sola componente diretta, normale alla superficie captante. La radiazione diretta è generalmente indicata come Direct Normal Irradiance (DNI) o Beam Irradiance (G b ) e può essere espressa in [kwh/m²/anno] o [W/m²]. La conversione tra le due unità di misura può facilmente ottenersi considerando che 1 [W/m²] corrisponde ad [kwh/m²/anno], rappresentando, quest ultimo valore, il numero di ore complessive nell arco di un anno. Sono dunque escluse la componente di radiazione diffusa dall atmosfera e quella riflessa dall ambiente che circonda gli impianti. La stima della radiazione diretta normale (DNI) non è così agevole come quella della radiazione globale; spesso è necessario stimarla a partire dalla radiazione globale su piano orizzontale Global Horizzonthal Irradiance (GHI) e dalla componente diffusa su piano orizzontale (DHI). Nella formula che segue è possibile individuare la relazione tra le tre diverse componenti (nella quale θ z rappresenta l angolo di zenith solare): GHI=DHI+DNI / cos θ z (1) La determinazione indiretta della DNI richiede ovviamente la stima della GHI e della DHI. La GHI è di facile determinazione poiché esistono numerosi database che la stimano con sufficiente accuratezza e la sua misurazione non presenta particolari difficoltà. Per la componente diffusa esistono correlazioni di stima che, a partire dalla radiazione globale su piano orizzontale (GHI), la esprimono in funzione della quota, dello zenith solare e dei parametri di torbidità atmosferica. La più famosa di queste correlazioni è nota come metodo di Liu-Jordan. Rispetto alla componente globale, quella diretta è tuttavia influenzata in modo più consistente da alcuni fattori meteorologici come il passaggio di nuvolosità di piccola scala e la torbidità atmosferica. Ciò determina un andamento diurno con oscillazioni maggiori e più frequenti rispetto a quello della radiazione globale. Tale caratteristica di elevata oscillazione della radiazione diretta rispetto alla globale, propria soprattutto dei siti con clima temperato, può causare notevoli difficoltà agli impianti che registrano improvvise variazioni della sorgente di alimentazione e quindi intermittenza di funzionamento. Gli impianti fotovoltaici a concentrazione sono spesso soggetti a tali comportamenti alle medie latitudini e ciò ne riduce la producibilità. Rispetto al CPV l impianto CSP può compensare le brusche variazioni di DNI mediante l accumulo termico o l ibridazione. Tuttavia per la convenienza economica degli impianti CSP si stima come necessario un valore medio annuo di radiazione normale diretta (DNI) pari ad almeno 1800 [kwh/m 2 /anno]. Il valore di DNI e GHI sono spesso molto simili per i paesi del Mediterraneo se considerati come media annua, tuttavia il ciclo annuale dell irraggiamento normale diretto deve essere accuratamente valutato per un corretto dimensionamento dell impianto. In base al ciclo annuo della DNI, infatti, devono essere valutate le dimensioni dei sistemi di accumulo o Thermal Energy Storage (TES) ed il valore del multiplo solare (vedi paragrafo 4.8) in modo da garantire un funzionamento continuo del ciclo termodinamico durante tutto l anno soprattutto nelle ore di mancato irraggiamento.

18 18 Se si misurano l irraggiamento diretto e quello globale in giornate differenti, ad esempio una estiva ed un altra invernale, si noterà un rapporto estremamente differente tra componente globale (GHI) e diretta (DNI). La prima, infatti, dipende dall altezza solare (molto modesta in inverno), mentre la seconda è indipendente da essa. Questo confronto è riportato a titolo di esempio per una località italiana, in Figura 12. Figura 12: Misure della radiazione solare diretta (viola) e globale (blu) in una giornata invernale (sopra) ed estiva (sotto) nella stessa località. Fonte Dai grafici mostrati in Figura 12, si evince che un impianto CSP potrebbe beneficiare anche in inverno di giornate con sufficiente radiazione (componente diretta) e funzionare con continuità per un maggior numero di ore nel caso fosse dotato di un sistema di accumulo adeguato.

19 Misurazione della radiazione solare La misura della radiazione solare è chiaramente il metodo più sicuro per la stima delle potenzialità del sito oggetto dell installazione. Generalmente sono due le tipologie di strumenti utilizzati per tale misura: Il piranometro (Figura 13), che possiede un campo di misura di 180 Il pireliometro (Figura 14), che generalmente possiede un campo di misura molto ristretto, all incirca pari a 5. Figura 13: Piranometro con sensore a termopila. Fonte Rumtor Figura 14: Pireliometro con sensore a termopila. Fonte Deltaohm

20 20 Il primo serve alla misura dell irraggiamento globale, mentre il secondo strumento misura l irraggiamento diretto e, a causa del ristretto angolo di accettazione, esso deve essere puntato accuratamente verso il disco solare. Entrambe queste tipologie di strumenti possono essere dotati di sensori termici o fotoelettrici. Nel primo caso l irraggiamento assorbito da una superficie captante annerita è trasformato in calore e l innalzamento di temperatura della superficie è tramutato in segnale elettrico da una termopila (insieme di termocoppie collegate in serie). Il sensore deve essere ovviamente difeso dalle dispersioni termiche (doppia cupola trasparente sul piranometro). Nel secondo caso invece l irraggiamento è tramutato direttamente in segnale elettrico attraverso un fotodiodo, dispositivo a semiconduttore con giunzione P-N che funziona in base allo stesso principio dei pannelli fotovoltaici. La misura della radiazione normale diretta può essere compiuta anche per differenza servendosi dell equazione (1) e misurando la radiazione globale e la diffusa. In tal caso si possono utilizzare due piranometri, dei quali uno misura la radiazione globale mentre l altro misura la radiazione diffusa, essendo privato della radiazione diretta attraverso l uso di bande o sfere (shading bands o shading balls) che oscurano il disco solare seguendo il percorso del sole (Figura 15). Tale misura deve essere confrontata con quella del pireliometro e corretta per tenere conto della diversa catena di misura. Figura 15: Piranometri e pireliometro montati su un sistema di inseguimento, con shading balls per la misura della radiazione diffusa. Fonte Kipp & Zonen La stima della radiazione solare è possibile oggi anche utilizzando le immagini satellitari. Infatti, mediante l uso dei satelliti è possibile misurare la radiazione riflessa in diverse bande di lunghezza d onda dal terreno e quindi l albedo e la copertura nuvolosa. Da questi dati, con complessi algoritmi che descrivono l effetto dell atmosfera sulla radiazione solare, è possibile ricavare la radiazione diffusa, globale e normale diretta (DNI). Poiché derivano da elaborazioni d immagini satellitari, tali dati non sono confrontabili con quelli direttamente misurati a Terra, ma costituiscono un utile riferimento per i valori medi annuali e mensili. Alcuni prestigiosi istituti di ricerca aerospaziale forniscono database di rilevamenti satellitari della radiazione solare (NASA, DLR, SoDa, ecc ).

21 21 In Italia l ENEA attraverso l Atlante Italiano della Radiazione Solare ( fornisce l accesso a tutti i dati di radiazione calcolati (medie mensili e giornaliere) ed ad alcuni dati misurati in stazioni a terra. Due mappe di DNI per l Italia e l Arabia Saudita ricavate da dati satellitari sono riportate come esempi nella Figura 16 e Figura 17 rispettivamente. Figura 16: Mappa della radiazione normale diretta (DNI) per l Italia. Fonte Solargis

22 22 Figura 17 : Mappa della radiazione normale diretta (DNI) per L Arabia Saudita. Fonte Solargis 2.3 Rapporto di concentrazione La componente principale di un impianto solare a concentrazione (CSP) è il sistema ottico di concentrazione le cui prestazioni sono generalmente definite in termini di rapporto di concentrazione. Esistono due rapporti di concentrazione definibili per un sistema solare a concentrazione: Il rapporto di concentrazione ottico Il rapporto di concentrazione geometrico Il rapporto di concentrazione ottico è definito dalla formula (2), nella quale G è l irradianza incidente [W/m²] (o DNI), mentre G r è quella sulla superficie del ricevitore, espressa nella stessa unità di misura. Tale rapporto dovrebbe essere definito per ogni punto della superficie ricevente, ossia per tutti i valori della distribuzione di potenza sul ricevitore, ma spesso è riferito solo al massimo di tale distribuzione. Generalmente il rapporto è espresso in termini di soli. A titolo esemplificativo, se si ottiene un rapporto di concentrazione di 500 soli, ciò significa che con un DNI pari a 1000 W/m 2, si ottiene sul ricevitore una potenza di 500 kw/m 2. Il rapporto di concentrazione geometrico è espresso con la seguente formula che rappresenta il rapporto tra l area dell apertura del concentratore e quella del ricevitore: (2)

23 23 Considerazioni teoriche che coinvolgono la propagazione dell energia per irraggiamento ed il secondo principio della termodinamica portano a limitare il rapporto di concentrazione geometrica ai valori di seguito riportati: per sistemi di concentrazione su un punto focale per sistemi di concentrazione su una linea focale L angolo θ, denominato angolo di accettanza, rappresenta la massima escursione angolare rispetto alla superficie del concentratore da cui può provenire la radiazione solare. Poiché il semi-angolo di apertura sotto il quale è visto il disco solare da un punto sulla terra è 0,267, i limiti teorici per il rapporto di concentrazione sono fissati in: per sistemi di concentrazione su un punto focale per sistemi di concentrazione su una linea focale Le proprietà ottiche di concentrazione delle superfici captanti (lenti, specchi ecc ) vengono generalmente simulate con opportuni software di calcolo numerico che utilizzano procedure di ray-tracing, risolvendo numericamente le equazioni discrete di riflessione rifrazione e propagazione della luce. Un esempio di tali software può essere SolTrace, codice multi-purpose sviluppato da NREL per la modellazione delle proprietà ottiche dei sistemi di concentrazione e per l analisi delle performance ottiche.

24 Selezione del sito Non esiste ad oggi alcuna norma o procedura standardizzata che guidi alla selezione di un sito idoneo per l installazione di un impianto CSP. Una procedura con diversi step basata su dati di letteratura e sull esperienza può essere così descritta: Analisi cartografica (GIS) e delle mappe di radiazione solare su scala regionale per l individuazione del sito; Utilizzo di dati di radiazione normale diretta (DNI) provenienti da fonti satellitari e, ove disponibili, misurati, per pervenire ad un valore mediato su di un lungo periodo della radiazione normale diretta (DNI) media annua. In funzione della qualità dei dati a disposizione è possibile utilizzare degli adeguati pesi per ottimizzare il valore medio finale ottenuto. In aggiunta, è lecito in tale fase effettuare una stima dell incertezza gaussiana; Confermato l interesse per il sito selezionato, è buona prassi installare una stazione di misura in situ per la misura a terra della radiazione normale diretta (DNI), approfittando dei tempi richiesti per le fasi di progettazione e autorizzazione. Inoltre, è buona prassi avere dati misurati per un intervallo temporale di almeno un anno; La stima del valore di radiazione normale diretta (DNI) di lungo periodo specifica per il sito considerato deve essere ottenuta confrontando i dati satellitari di lungo periodo con i dati misurati in sito, assicurandosi che si riferiscano tutti ad un intervallo di tempo comune. Inoltre, dovrebbero essere considerati almeno 10 anni consecutivi e rilevamenti satellitari con la migliore risoluzione possibile (1km x 1km ad esempio); Ottenere una Due Diligence effettuata da esperti del settore che conduce a dati di DNI bancabili, mirati a determinare il valore medio (P50) e quelli con probabilità di superamento del 75% (P75) e del 90% (P90). Un sistema d informazione geografica (GIS) può essere utilizzato per abbreviare il processo d identificazione delle regioni più idonee per impianti solari termodinamici oltre i ettari di dimensione. Come noto in letteratura, la localizzazione di siti idonei presenta una serie di aspetti critici legati alla tecnologia: l esigenza di un elevato spazio a disposizione (in particolare per gli impianti a torre solare), la necessaria vicinanza alle vie di trasporto, la necessità di elevati livelli di irraggiamento, particolari requisiti di pendenza in funzione della tecnologia di concentrazione utilizzata ed infine i vincoli ambientali (Figura 18).

25 Figura 18: Mappa delle migliori aree idonee all installazione di impianti CSP nel mondo. Fonte Deutsch Bank 25

26 26 3 Sistemi di concentrazione solare 3.1 Classificazione Molte classificazioni possono essere fatte per catalogare le diverse tipologie d impianti solari termodinamici, tuttavia quella che risulta più utile al fine di distinguere le tecnologie e descriverne i punti di forza e debolezza è quella che riguarda il modo in cui i concentratori concentrano la radiazione solare. In questa classificazione si possono distinguere: Sistemi line-focusing: parabole lineari e concentratori lineari Fresnel; Sistemi point-focusing: torri solari ed impianti Dish-Stirling. 3.2 Sistemi line-focusing I sistemi line-focusing, come suggerisce il nome, sono caratterizzati dal fatto che la concentrazione della radiazione solare avviene su di una linea (linea solare). Essi possono essere dunque dotati di specchi a sezione parabolica che concentrano la radiazione sulla linea focale, in tale caso sono detti sistemi a parabola lineare o PTC (Parabolic Trough Concentrator). Alternativamente possono essere dotati di specchi lineari inclinati in grado di concentrare la radiazione su di una linea parallela al loro piano di giacitura, al di sopra di essi. In questo caso sono detti sistemi a concentratore lineare di Fresnel o LFC (Linear Fresnel Concentrator). Tali impianti per dimensioni e caratteristiche costruttive sono caratterizzati dall avere un solo asse di inseguimento del sole (tipicamente est-ovest) Parabolic Trough Concentrators/Parabole lineari Gli impianti PTC sono dotati di superfici riflettenti a sezione parabolica con un ricevitore tubolare posto lungo l asse della parabola, rigidamente connesso alla struttura di sostegno di quest ultima e rotante con essa. La lunghezza dei concentratori può superare i 100 metri con una apertura della superficie curva di 5 o 6 metri (Figura 19). Il ricevitore è costituito da un tubo metallico (vero e proprio assorbitore della radiazione solare) dotato esternamente di un rivestimento selettivo in grado di garantire elevato assorbimento nello spettro della radiazione solare ed una bassa emissività nell infrarosso, al fine di diminuire le perdite per irraggiamento. Il tubo metallico è inserito all interno di un tubo di vetro evacuato che permette di diminuire le perdite per convezione termica e trattenere la radiazione infrarossa emessa dal ricevitore metallico. I ricevitori delle diverse linee di concentratori parabolici sono connessi attraverso giunzioni di materiale ad elevata elasticità in grado di compensare le dilatazioni termiche e resistere alle elevate temperature. All interno del tubo metallico è trasportato il fluido di processo, Heat transfer Fluid (HTF). Negli impianti solitamente il fluido che scorre nei ricevitori è un olio sintetico, stabile fino a temperature di circa 390. Se è presente un accumulo, tale fluido scambia calore con il fluido (o solido) che agisce come mezzo di accumulo, generalmente un sale fuso, il quale può fornire il calore d ingresso al ciclo termodinamico in assenza di radiazione solare.

27 27 Figura 19: Immagine di un concentratore parabolico lineare. Fonte ANEST Nei moderni impianti a sali fusi (Figura 20) è direttamente tale sostanza a circolare nei ricevitori ed a fornire il calore ad elevata temperatura per il ciclo termodinamico. In tale caso lo stesso fluido costituisce il mezzo di accumulo (nella maggior parte dei casi mediante un sistema a due serbatoi a livello variabile). Rispetto agli impianti che utilizzano olio sintetico come HTF si ottengono tre fondamentali vantaggi: I sali fusi lavorano a temperature molto più elevate, fino a 550 C, permettendo così di aumentare la differenza di temperatura tra ingresso ed uscita dei collettori e la diminuzione del volume di accumulo. Normalmente si può considerare che un impianto a sali fusi lavora tra 290 C e 550 C, mentre uno ad olio diatermico lavora tra 290 C e 390 C; Il ciclo termodinamico a valle dei collettori lavora con una differenza media di temperatura molto più alta, incrementando il proprio rendimento; Non è necessario lo scambiatore intermedio tra l olio ed il fluido termovettore di accumulo, si aumenta così l efficienza termodinamica globale del ciclo. Figura 20 : Impianto con PTCs a sali fusi, potenza nominale 50 MW e capacità di accumulo di 7,5 ore. Fonte ANEST Accanto a queste configurazioni di impianto si trovano, su scala ormai commerciale, impianti PTC a generazione diretta di vapore nei quali il fluido di processo è acqua in pressione e le diverse sezioni del campo solare vengono utilizzate come preriscaldatore, vaporizzatore e surriscaldatore (solarlite, convert italia). Il vapore prodotto arriva direttamente alla turbina. Tali impianti sono generalmente senza accumulo o dotati di alimentazione ibrida, più raramente prevedono l accumulo in sali fusi. I concentratori a parabole lineari rappresentano la quasi totalità dei concentratori installati in impianti realmente funzionanti. Essi sono generalmente installati con asse in direzione Sud-Nord ed inseguono il sole in direzione Est-Ovest.

28 Linear Fresnel Concentrators/Concentratori lineari di Fresnel In questa tipologia di concentratore le parabole, ingombranti e costruttivamente complesse, sono sostituite da una serie di specchi piani o leggermente curvi che si trovano sia da un lato che dall altro del ricevitore. Ogni specchio è inclinato diversamente da quelli vicini essendo montato su un proprio sistema d inseguimento monoassiale (generalmente Est-Ovest). In questo modo si ottiene la concentrazione sull asse del ricevitore costituito da un tubo con rivestimento selettivo posto alcuni metri al disopra del piano degli specchi (Figura 21 e Figura 22). Poiché la concentrazione dei raggi solari su una linea non è così accurata come nel caso degli specchi parabolici, spesso è necessario adottare un ricevitore con tubazioni multiple parallele o un ottica di concentrazione secondaria, costituita da una calotta riflettente posta sopra ed attorno al tubo ricevitore. Figura 21 : Immagine di un concentratore lineare Fresnel. Fonte us.arevablog.com Rispetto ai sistemi parabolici lineari tali concentratori presentano i seguenti vantaggi: Gli specchi utilizzati sono di più facile fabbricazione e risultano più economici e la loro pulizia è più agevole La struttura di sostegno è più leggera poiché meno soggetta ai carichi da vento e neve e di più facile assemblaggio Il ricevitore non ruota con gli specchi e questo rende più facile la progettazione e l assemblaggio del sistema Le perdite ottiche sono minori così come le rotture degli specchi L ombreggiamento mutuo tra i vari moduli è un problema meno importante rispetto a quanto accade per gli impianti PTC, questo si traduce in una minore occupazione del suolo Sono più adatti, rispetto ai PTC, all integrazione in ambienti costruiti (utilizzo industriale) o all installazione in località costiere.

29 29 L efficienza di concentrazione del sistema, tuttavia, è minore rispetto al PTC a causa delle perdite dovute alla struttura fissa soprattutto in condizioni di bassa altezza solare (prima mattina e tardo pomeriggio) e del ridotto rendimento ottico. Tali concentratori sono generalmente accoppiati con impianti che prevedono la generazione diretta di vapore negli assorbitori e l accumulo del vapore stesso, tuttavia esistono impianti ad olio diatermico accoppiati a cicli a vapore, ad ORC (Organic Rankine Cicle), per piccole e medie potenze, o ad entrambi i cicli in cascata. Non esiste un numero sufficiente di installazioni di LFC per stabilire se essi saranno in grado di produrre una diminuzione del costo di produzione dell energia. Figura 22: Immagine di un impianto CSP con concentratori lineari Fresnel. Fonte renesis 3.3 Sistemi point-focusing I sistemi point-focusing hanno la caratteristica di concentrare la radiazione solare in un unico punto. Se il punto in cui la radiazione solare si concentra (ricevitore o collettore) è unico per tutto l impianto allora si parla di sistemi a torre solare (Figura 23) e gli specchi concentranti sono detti eliostati. Viceversa, se ogni concentratore dell impianto possiede un suo ricevitore della radiazione solare allora si parla di impianti a dischi o piatti parabolici (Figura 25), che tipicamente sono accoppiati a motori tipo Stirling per la generazione di energia elettrica. Gli impianti tipo point-focusing sono generalmente dotati di concentratori con inseguimento solare su due assi Sistemi a torre solare I sistemi a torre solare utilizzano specchi montati su strutture dotate d inseguimento biassiale ed ancorate a terra (Figura 24) per concentrare la radiazione solare su di un ricevitore posto su di una torre. Nel ricevitore passa il fluido che fornisce calore al ciclo termodinamico. In questo caso le temperature raggiunte nel ricevitore possono essere molto più elevate a causa dell elevato fattore di concentrazione, esse sono funzione della tipologia di impianto e di ricevitore, tuttavia possono andare da 250 C a 1000 C (3500 C è la massima temperatura raggiunta nella Fornace Solare di Odeillo, Francia).

30 30 Normalmente gli impianti a torre solare lavorano con cicli aventi come fluido di processo acqua/vapore o olio diatermico e sali fusi. Nel primo caso, in cui il vapore viene direttamente generato al ricevitore (Direct Steam Generation), si pongono ancora problemi per l inserimento di un efficace sistema di accumulo, anche se potenzialmente vi è un aumento di efficienza per l eliminazione del fluido intermedio (HTF). Nel secondo caso la presenza dell olio limita la temperatura di processo a 390 C come detto per gli impianti PTC. Il futuro è rappresentato da impianti che utilizzano solo sali fusi che permettono temperature molto più elevate (550 C-660 C). Al momento questa tipologia di concentratori consente la costruzione d impianti con taglie da 10 MW a 50 MW, oltre tale dimensione, aumenta l area necessaria agli eliostati e la loro distanza dalla torre centrale, aumentando così le perdite per assorbimento atmosferico della radiazione solare. Figura 23: Immagine di impianti con torre solare vicino Siviglia. Fonte DLR

31 31 Figura 24: Eliostati. Fonte Le temperature più alte rispetto a tutte le altre tipologie di impianti assicurano agli impianti a torre solare alcuni vantaggi: Possibilità di accumulo termico più agevole, meno voluminoso e quindi più economico Possibilità di far lavorare il ciclo termodinamico in cascata a più alta temperatura, aumentando il rendimento, diminuendo quindi il consumo specifico di vapore e la necessità di acqua per il raffreddamento del condensatore. Esiste la possibilità di utilizzare questi concentratori per alimentare cicli supercritici. In tale caso l aspetto decisivo rimane il costo della turbina. Alla luce degli impianti in esercizio, tale tecnologia sembra la più promettente nel lungo periodo, cioè quella in grado di fornire il più basso costo del kwh prodotto, tuttavia le esperienze su scala commerciale sono ancora ridotte Dischi parabolici Questa tipologia di concentratori è costituita da una serie di specchi conformati a piatto con sezione parabolica che riflettono la radiazione solare sul punto focale del disco (Figura 25). I concentratori sono dotati di sistema di inseguimento biassiale e consentono elevati rapporti di concentrazione e quindi elevate temperature sul punto focale. Il ricevitore è generalmente costituito da un motore di tipo Stirling (più raramente una micro-turbina), raffreddato ad aria. Nella zona del ricevitore è generalmente contenuto anche il generatore elettrico, consentendo al disco di immettere in rete direttamente l energia prodotta. La taglia di ogni concentratore è generalmente compresa tra 1 kw e 50 kw e questo lo rende particolarmente adatto alla generazione distribuita.

32 32 Figura 25: Concentratore a disco parabolico. Fonte Generalmente i motori Stirling che operano sui concentratori a disco sono del tipo free-piston (senza manovellismi) con elio come fluido di processo o kinematics utilizzanti idrogeno. I principali vantaggi della tecnologia Dish-Stirling sono sostanzialmente i seguenti: Diminuzione delle perdite, data la piccola distanza tra concentratore e ricevitore Elevata efficienza termodinamica, fino al 35 % circa (Sandia National Laboratory) Nessuna necessità di raffreddamento ad acqua, poiché il ciclo termodinamico è un ciclo chiuso a gas. Modestissima occupazione del suolo, possono essere installati su terreni in pendenza o accidentati ed è possibile l installazione su edifici. La tecnologia Dish-Stirling sembra destinata ad un utilizzo di nicchia ed al momento presenta il più alto LCOE tra tutte le tecnologie utilizzate in impianti CSP. Esistono realizzazioni su scala domestica d impianti Dish-Stirling che prevedono la possibilità di generare anche acqua calda sanitaria utilizzando un raffreddamento ad acqua del motore ed effettuando di fatto, una cogenerazione (Figura 26).

33 33 Figura 26: Sistema cogenerativo domestico tipo Dish-Stirling. Fonte INNOVA 3.4 Comparazione delle Tecnologie Le differenze tra le varie tipologie di concentratori non sono solo tecnologiche ma coinvolgono aspetti economici, di realizzabilità e di manutenzione. I sistemi PTC sono i più diffusi commercialmente, ma non possono essere definiti una tecnologia matura, poiché rimane aperta la questione legata al loro utilizzo con fluidi che permettano l accumulo e quindi rendano più efficiente il dispacciamento dell energia prodotta (passaggio ad impianti con sali fusi). Tali impianti, così come quelli a torre solare se abbinati ad un opportuno storage possono rappresentare la possibilità più concreta di una fonte rinnovabile prevedibile. L utilizzo dei sali fusi ad elevata temperatura rappresenta lo sviluppo più immediato. I sistemi a torre solare e concentratori lineari di Fresnel sono ad uno stadio iniziale, con grandi potenziali in termini di riduzione dei costi d investimento ed incremento delle prestazioni. In particolare i sistemi a torre solare presentano il vantaggio delle temperature più elevate. I sistemi Dish-Stirling, sono ancora all inizio di una produzione consistente e possono costituire un alternativa molto efficiente per impianti di piccola scala e per applicazioni di generazione diffusa. Un ulteriore comparazione delle tecnologie può essere effettuata tenendo conto delle caratteristiche di occupazione del suolo delle differenti tipologie di impianto CSP. Ipotizzando di confrontare un impianto a torre solare di potenza 50 MW, con un impianto a concentratori parabolici ed uno LFC, i valori di occupazione del suolo in ettari sono riassunti nella Tabella 5. Nel confronto è necessario tenere conto del fatto che per i sistemi PTC ed a torre è stato considerato lo spazio occupato anche dall accumulo, non previsto per il sistema LFC. Nella stessa Tabella 5 il confronto è esteso al fotovoltaico con pannelli fissi e con inseguitori biassiali. Dall analisi dei dati riportati è evidente che l impianto CSP a torre solare presenta il massimo valore di occupazione del suolo specifica.

34 34 TIPOLOGIA DI IMPIANTO OCCUPAZIONE SUOLO OCCUPAZIONE SPECIFICA (Pn=50 MW) (ha) (ha/mw) Concentratori Parabolici (PTCs) (accumulo 8 ore) 180 3,6 Impianto a Torre Solare (accumulo 8 ore) 320 6,4 Concentratori Lineari di Fresnel (LFCs) 140 2,8 Fotovoltaico fisso Fotovoltaico con inseguitori Tabella 5: Confronto tra le diverse tecnologie CSP in termini di occupazione del suolo. Elaborazione da dati ANEST Tale valore è paragonabile a quello di un impianto fotovoltaico con inseguitori (6,4 ha/mw contro 6 ha/mw) che non possiede però alcuna capacità di accumulo e non è dunque in grado di funzionare a potenza costante per tutta la giornata. I sistemi con concentratori parabolici hanno occupazione del suolo leggermente superiori agli impianti con concentratori Fresnel ed agli impianti fotovoltaici fissi. Tuttavia, anche in questo caso, nel confronto deve essere considerato che gli impianti fotovoltaici non hanno possibilità di accumulo e che i sistemi LFC, funzionanti generalmente con produzione diretta di vapore, non dispongono di accumuli significativi economicamente sostenibili. L occupazione di suolo di sistemi Dish-Stirling è molto modesta. Il costo di produzione LCOE (attuale e stimato) dell energia prodotta di alcuni sistemi CSP è riportato in Tabella 6. Un confronto tra tutte le principali caratteristiche dei sistemi CSP è riportato in Tabella 7. La simulazione di funzionamento o la previsione delle prestazioni di un impianto CSP, che permetterebbe un confronto mirato tra le varie tecnologie, relativo ad un singolo sito d installazione, è generalmente piuttosto complessa ed affidata a codici di calcolo sviluppati ad hoc dalle aziende produttrici. Essi richiedono infatti la modellazione matematica in regime transitorio di tutte le componenti dell impianto: captazione dell energia solare, scambio termico con il fluido di processo, accumulo termico e generazione di potenza elettrica mediante ciclo termodinamico.