Il valore globale degli impianti CSP in Africa

Nel 2021, la capacità installata a livello mondiale era pari a 6,4 GW – molto meno della cifra per il fotovoltaico (PV), pari a 843 GW, come riportato nel Renewable Energy Statistics 2022 dell’IRENA.
Nel frattempo, seguendo i numeri, l’AIE prevede che le tecnologie CSP costituiranno fino all’11% della produzione di elettricità entro il 2050.
Attualmente esistono quattro tipi principali di impianti CSP: a tegola parabolica, a torre solare, a piatto di Stirling e a riflettore lineare di Fresnel (LFR).
Ognuno di essi funziona in modo leggermente diverso, ma tutti utilizzano lo stesso principio di base: concentrare la luce solare per produrre calore.
Le sfide compensano i vantaggi? La tecnologia richiede acqua per il raffreddamento e i processi di condensazione, come negli altri impianti di generazione di energia termica. Tuttavia, il fabbisogno idrico del CSP è relativamente elevato: circa 3.000 litri per MWh per gli impianti parabolic trough e LFR (simile a quello di un reattore nucleare).
In confronto, gli impianti a carbone e a gas naturale a ciclo combinato hanno bisogno di circa 2.000 e 800 litri per MWh. Gli impianti CSP a torre hanno bisogno di meno acqua per MWh rispetto agli impianti a tegola.
A seconda dell’efficienza della tecnologia, l’aria circostante raffredda le parabole e non richiede acqua di raffreddamento. Un’altra sfida è rappresentata dall’ubicazione.
Gli impianti CSP richiedono grandi superfici e alti livelli di irradiazione diretta normale (DNI), in genere superiori a 1.800kWh/m2 all’anno (circa 5kWh/m2 al giorno).
Sebbene la tecnologia sia più efficace in aree con alti livelli di irraggiamento solare diretto – limitando il potenziale di diffusione in aree con minore irraggiamento o con una significativa copertura nuvolosa continua – i progressi tecnologici hanno permesso agli impianti CSP di operare in modo più efficiente, aumentando la loro possibile diffusione in aree con minore irraggiamento solare.
Tuttavia, a differenza del fotovoltaico, il potenziale tecnico di generazione di energia elettrica del CSP è in genere diverse volte superiore alla domanda, con conseguente possibilità di esportazione di energia.
Inoltre, i vantaggi superano i costi di capitale iniziali poiché, una volta costruiti, gli impianti CSP hanno costi operativi relativamente bassi, possono fornire elettricità a un prezzo competitivo e hanno un’invidiabile componente di accumulo incorporata.
La combinazione di generazione e stoccaggio rende il CSP dispacciabile: fornisce energia alla rete quando è necessario, sia di giorno che di notte o durante i periodi di picco.
In genere, i costi di gestione e manutenzione (O&M) comprendono il funzionamento dell’impianto, le spese per il carburante in caso di ibridazione o backup, l’acqua di alimentazione e di raffreddamento e i costi di manutenzione del campo.
Un tipico impianto trough da 50 MW richiede circa 30 dipendenti per il funzionamento dell’impianto e 10 per la manutenzione sul campo.
I costi di O&M sono stati valutati da 13$/MWh a 30$/MWh, compresi i costi del combustibile per il backup e, man mano che gli impianti diventano più grandi, i costi di O&M diminuiranno.
Il punto di prezzo Indipendentemente dal sistema CSP utilizzato, rispetto ad altre risorse rinnovabili (in particolare il solare fotovoltaico, i cui prezzi sono scesi), gli elevati costi di capitale iniziali per la costruzione di impianti CSP persistono. Nel 2022, IRENA ha riferito che il costo livellato dell’elettricità (LCOE) per il nuovo solare fotovoltaico su scala pubblica è sceso del 13% rispetto all’anno precedente, attestandosi a 0,048 dollari/kWh.
In confronto, con un solo impianto CSP entrato in funzione nel 2021, il LCOE è aumentato del 7% rispetto all’anno precedente, raggiungendo i 0,114 dollari/kWh. Tuttavia, John Roome, direttore regionale per l’Asia meridionale della Banca Mondiale per lo sviluppo sostenibile, ha messo in discussione questo prezzo durante il vertice sull’economia verde in Africa. Secondo Roome, nel 2013/14 gli impianti CSP a livello mondiale operavano a circa 0,20 dollari/kWh.
Tuttavia, quando il Marocco ha sviluppato l’impianto CSP di Noor, il prezzo era molto più basso, 15 centesimi.
Questo prezzo più basso è stato ottenuto grazie a una combinazione di gare d’appalto ristrette e di un piccolo finanziamento agevolato, ha dichiarato Roome, aggiungendo: “Poi ACWA Power ha portato la tecnologia a Capo Nord, in Sudafrica, e a Dubai, facendo scendere il prezzo del CSP a 5 centesimi per kilowattora”.
“Negli Emirati Arabi Uniti è sotto i 4 centesimi e sta scendendo, caso per caso”. Man mano che la tecnologia si è diffusa, le attività di ricerca e sviluppo hanno ampliato il suo profilo, passando dall’immagazzinare energia nei sali fusi per un massimo di otto ore a quasi 18 ore.
“Quella che era una tecnologia variabile è diventata stabile. È una tecnologia africana”, ha dichiarato.
Dove si trova il CSP in Africa? La tecnologia CSP è stata introdotta in diversi Paesi africani, con il Marocco che vanta il più grande complesso solare del mondo e il Sudafrica che ospita il maggior numero di impianti e tecnologie CSP in Africa.
Allo stesso tempo, l’Egitto è noto per ospitare uno dei più grandi complessi solari al mondo che combina CSP e fotovoltaico.
Marocco Il programma marocchino per l’energia solare (NOOR) comprende cinque complessi solari con una capacità di energia solare complessiva di circa 2GW.
Nel complesso si trova il più grande sviluppo CSP del mondo, il Noor Ouarzazate Solar Complex, composto da quattro impianti con una capacità combinata di 582 MW.
In questo complesso si trovano il Noor I da 160 MW (operativo dal 2015), entrato in funzione tre anni dopo, il Noor II da 200 MW e il Noor III da 150 MW.
Altri impianti in Marocco sono il parabolic trough Ain Beni Mathar da 20 MW, entrato in funzione nel 2011, e un progetto più piccolo, l’impianto pilota Airlight Energy Ait-Baha da 3 MW, con cinque ore di accumulo.
Sudafrica Il Sudafrica ha investito molto nella tecnologia CSP, con otto impianti di grandi dimensioni che generano 700 MW.
In particolare, tutti gli impianti si trovano nella provincia del Capo Settentrionale del Paese, nota per i suoi elevati livelli di irraggiamento.
Entrato in funzione nel 2016 e parte della seconda finestra di offerte REI4P, l’impianto di Bokpoort da 50 MW utilizza un sistema parabolic trough con 9,3 ore di accumulo. Un altro impianto parabolic trough è l’impianto CSP Ilanga-1 da 100 MW presso la Karoshoek Solar Valley.
L’impianto di Ilanga, che ha festeggiato il suo primo anno di attività nel 2019, mantiene una capacità di accumulo di cinque ore. Nel 2019 è entrato in funzione anche il Kathu Solar Park da 100 MW, che utilizza sale fuso e raffreddamento a secco per il suo sistema parabolico e una capacità di accumulo di cinque ore. Un altro impianto parabolic trough è il KaXu Solar One.
Questo impianto da 100 MW utilizza un raffreddamento a secco e sali fusi con una capacità di accumulo di 2,5 ore, mentre l’impianto Khi Solar One da 50 MW con due ore di accumulo utilizza un sistema a piatti con vapore saturo e raffreddamento a secco.
Operativo dal 2018, l’impianto da 100 MW di Xina Solar One utilizza un sistema di raffreddamento a secco e sali fusi con una capacità di accumulo di 5,5 ore. Infine, l’impianto di Redstone, che entrerà in funzione nel quarto trimestre del 2023, sarà un sistema a sali fusi da 100 MW con una capacità di accumulo di ben 12 ore.
Egitto In Egitto, il Benban Solar Park è noto per essere uno dei più grandi parchi solari al mondo, composto da diversi impianti CSP combinati con moduli fotovoltaici. Inoltre, la centrale ISCC Kuraymat da 20 MW è operativa dal 2011 e utilizza un sistema di raffreddamento a umido e turbine SST-900.
Namibia Con un DNI annuale fino a 3.000kWh/m2, la tecnologia CSP si adatta bene al fabbisogno energetico del Paese. Nel 2022, il governo ha concluso uno studio di prefattibilità per la creazione di impianti CSP e ha identificato più di 33.000 km2 di terreno disponibile con un potenziale teorico di oltre 250GW di CSP.
Inoltre, NamPower sta valutando la possibilità di realizzare un impianto CSP da 150 MW ad Arandis (il sito preferito) o a Karibib, nell’ambito di un accordo BOOT (build, own, operate, transfer). Poiché il sito di Karibib è adatto solo alla tecnologia parabolic trough, NamPower sta studiando altre località della regione per prendere in considerazione anche la tecnologia Molten Salt Tower. Attraverso un contratto di acquisto di energia elettrica a lungo termine, l’azienda prevede di essere l’unico fornitore.
Riassumendo il lato positivo del CSP La tecnologia CSP ha il potenziale per svolgere un ruolo essenziale nella transizione energetica globale, fornendo elettricità pulita e affidabile. Inoltre, gli impianti solari a concentrazione possono produrre idrogeno, che può essere miscelato con il gas naturale, e offrire carburanti liquidi a basse emissioni di carbonio per i trasporti e altri settori di utilizzo finale.
In particolare, il Nord Africa è considerato un buon mercato per l’esportazione di energia in eccesso verso le regioni vicine, come l’Europa, dove la domanda di elettricità da fonti rinnovabili è in aumento.
Grazie ai progressi tecnologici e alla diminuzione dei costi, queste centrali diventeranno probabilmente una parte sempre più importante del mix di energie rinnovabili in Africa nei prossimi anni.
Tuttavia, affinché il CSP possa rivendicare la sua posizione nella transizione energetica, gli sviluppatori, i governi e le istituzioni finanziarie devono agire rapidamente per mettere in funzione un maggior numero di impianti.

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