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Bloomberg attacca Crescent Dunes e dietrologia su azione DOE
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Roberto Deboni DMIsr
2020年1月12日 22:59:412020/1/12
收件人
Attenzione: 166 righe, 15 Kbytes di testo (ed una info per i geometri):
Bloomberg ha preso di mira la SolarReserve ed il primo impianto a torre
con accumlo termico di grossa taglia, cioe’ il progetto Crescent Dunes.
Ed il suo attacco e’ stato ripreso da una molteplicita’ di siti, ma del
tipo piu’ o meno minori (almeno una decina, secondo Google).
Ecco il titolo, che riassume tutto:
“A $1 Billion Solar Plant Was Obsolete Before It Ever Went Online“
Prima l’originale:
<https://www.bloomberg.com/news/articles/2020-01-06/a-1-billion-solar-plant-was-obsolete-before-it-ever-went-online>
dove leggiamo frasi come:
“SolarReserve may have done its part, but today the company doesn’t rank
among the winners. Instead, it’s mired in litigation and accusations of
mismanagement at Crescent Dunes”
Peccato che SolarReserve non ha il controllo della gestione di Crescent
Dunes. SolarReserve non ha tanti soldi, ma per ogni impianto deve
trovare dei soci. E questi soci “danarosi” vogliono il controllo. Cosi’
la gestione di Crescent Dunes e’ in mano ad una Tonopah Solar, nel cui
consiglio Crescent Dunes ha, anzi aveva, due consiglieri. Aveva, perche’
pare che il Dipartimento dell’Energia abbia deciso, non si sa in base a
quale regola, di estrometterli e sostituirli con due loro
rappresentanti. SolarReserve ha impugnato l’azione ed ora c’e’ una causa
in corso. Vedremo come andra’ a finire. Ma gia’ abbiamo beccato una
“bugia” nella storia.
Continua l’articolo:
“The steam generators at Crescent Dunes require custom parts and a staff
of dozens to keep things humming and to conduct regular maintenance. By
the time the plant opened in 2015, the increased efficiency of cheap
solar panels had already surpassed its technology, and today it’s
obsolete—the latest panels can pump out power at a fraction of the cost
for decades with just an occasional hosing-down.”
Sostanzialmente afferma che il fotovoltaico ha il vantaggio di
richiedere solo un custode (che controlli che qualcuno non tiri sassi …)
ed userebbe materiali prodotti in serie, come se questo fosse un
argomento pregnante.
Insomma, il fotovoltaico richiede solo un custode che ogni tanto spruzza
un po’ d’acqua sui moduli.
Che dire allora, chiudiamo anche le grosse centrali termoelettriche che
anch’esse rientrano nella descrizione della prima frase ?
Continua l’articolo:
“The plant’s technology was designed to generate enough power night and
day to supply a city the size of nearby Sparks, Nev. (population
100,000), but it never came close. “
La cifra promessa (pianificata) era di 500 GW*h. Ecco, ora lo sanno tutti.
Continua l’articolo:
“Its power cost NV about $135 per megawatt-hour, compared with less
than $30 per MWh today at a new Nevada photovoltaic solar farm,
according to BloombergNEF, which researches fossil fuel alternatives.”
Dunque, l’energia di Crescent Dunes era stata contrattualizzata per 13,5
centesimi/kW*h, mentre,
secondo BloombergNEF (che la Bloomberg informa e’ una sua creatura che
ricerca alternative dei/suoi ? combustibili solidi …) il fotovoltaico
propone la sua elettricita’ a 3 centsimi/kW*h.
Tre centesimi ? Viene da domandarsi come mai nel mondo non e’ un
proliferare di cantieri di installazione di impianti fotovoltaici.
Continua l’articolo:
““It was a tragedy of mismanagement,” he says. Spanish company ACS
Cobra, he says, delayed necessary work on Crescent Dunes and designed a
salt tank that leaked, crippling the plant. “
ricordando cosi’ che SolarReserve e’ uno studio ingegneristico, non una
impresa di costruzioni, e quindi per grosse opere si appoggia ad altri.
Nello specifico ACS Cobra, una societa’ spagnola particolarmente attiva
nel settore solar termodinamico, che ha sia un settore ingegneristico,
che uno di costruzione edile e civile (oltre a fornire servizi vari e di
telecomunicazioni).
Ed il serbatoio dei sali fusi, famoso per avere avuto un errore di
saldatura da cui trasudava una perdita dei sali, e’ stata opera della
ACS Cobra.
Continua l’articolo:
“The Energy Department estimates that losses represent only 2.9% of its
$28 billion in loan guarantees for renewable energy projects, which also
funded such successes as the massive farms of thin-film solar cells from
the biggest American manufacturer.”
Come a dire che il progetto Crescent Dunes sia gia’ stata causa di una
“perdita finanziaria” al governo USA (non e’ cosi’, non risulta che il
governo, cioe’ il DOE, abbia gia’ dovuto pagare la fideussione). E per
rafforzare l’impressione che siamo gia’ a questo punto:
“Under the Trump administration, which has mocked the push for fossil
fuel alternatives, it’s easy to imagine Crescent Dunes being used as a
talking point if the White House proposes to eliminate federal subsidies
for renewable power,”
Cioe’ l’amministrazione Trump avrebbe l’argomento che Crescent Dunes ha
gia’ causato una
perdita finanziaria al programma di garanzia dei prestiti del DOE
(dipartimento dell’energia USA).
Ma non risulta tale perdita finanziaria, e quindi cosa vanno a scrivere
? Non ancora. (ma se il DOE,
che ha preso il controllo, fa fallire Tonopah Solar …)
Ed a conferma, quale progetto potevano richiamare nel seguito dell’aticolo ?
“There’s a long and growing list of failed government projects,” says
Edwards, a former senior economist on the Republican staff of the U.S.
Congress Joint Economic Committee. He points to the familiar example of
Solyndra LLC, a solar company backed by $535 million in loan guarantees
that filed for bankruptcy in 2011.”
Peccato per la tesi anti Crescent Dunes, che Solyndra era attiva nel
settore fotovoltaico. Un aspetto sfuggito nella notizia.
In ogni caso, il succo e’ che il fotovoltaico da 3 centesimi al kW*h e
che la tecnologia di Crescent Dunes e’ morta e sepolta. Eppure Ivanpah
e’ regolarmente in produzione. Ma allora quale sarebbe questa tecnologia
fallimentare di Crescent Dunes, visto che e’ un impianto a torre
esattamente come quello di Ivanpah ? Il fatto che aggiunge un
accumulatore di sali fusi ? (in realta’, c’e’ una
differenza, piu’ profonda, ma vediamo se qualcuno la scopre – Bloomberg
non l’ha vista).
Ma vediamo come la notizia e’ stata ripresa dalla decina di zeloti.
Prendiamone uno a caso:
<https://www.popularmechanics.com/technology/a30472835/crescent-dunes-solar-plant/>
“Bloomberg reports that a planned $1 billion solar plant was out of date
and obsolete before it could even be completed.”
Cioe’, nel 2015, anno di inizio servizio, Crescent Dunes sarebbe gia’
stata una tecnologia obsoleta ? Vediamo se argomentano del perche’
sarebbe cosi’.
“Now, the closed and abandoned plant is the subject of huge ongoing
lawsuits.”
Impianto “abbandonato” ? Ma se la SolarReserve ha citato in giudizio la
DOE per riavvere una voce nella gestione dell’impianto, non mi pare si
possa intendere come “abbandono”.
“SolarReserve’s website isn’t online as I write this, and more than one
of its projects has ended
in the possibility of bankruptcy.”
Ho verificato e www.solarreserve.com sembra fuori servizio, ma il
dominio e’ ancora riservato. Forse e’ stata una decisione degli
avvocati, perche’ cio’ che una azienda riporta sul proprio sito puo’
essere usato contro l’azienda da parte degli avvocati avversari.
E poi la sig.ra Caroline Delbert teme che altri progetti siano
possibilmente a rischio di fallimento ?
Vediamo allora nel dettaglio:
Aurora (Australia): il progetto non ha superato la fase di finanziamento
– nessun cantiere
Copiapo’ (Cile): il progetto non ha trovato compratori per l’energia –
nessun cantiere
Kalkaar (Sud Africa): il progetto e’ allo stadio di proposta
Kotulo Tsatsi (Sud Africa): il progetto e’ allo stadio di proposta
Likana (Cile): il progetto e’ stato ceduto alla cordata Cerro Domindar
Group/EIG Global Energy
Redstone (Sud Africa): il progetto e’ in mano ad ACWA Power
Rooipunt (Sud Africa): il progetto e’ allo stadio di proposta
Sandstone (Nevada): il progetto si e’ fermato a livello di pratica
burocratica, ora cancellato
Tamaragul (Cile): come Copiapo’, ha vinco la gara, ma non ha trovato
contratti – nessun cantiere
Ed allora, sig.ra Delbert, quali sarebbero gli altri progetti a rischio
fallimento ? La Solarreserve aveva una poderosa filiera, ma come
l’Italia, anche gli USA sembrano ostili al solare termodinamico.
Interessante notare che l’altro progetto cancellato e’ quello nel terzo
ed ultimo
paese ostile al solare termodinamico, l’Australia (il trittico AIUS …).
Tutti gli altri progetti elencati, altrove nel mondo, sono invece
passati di mano, ad arabi, cileni ed anche i cinesi si interessano.
Ma continuiamo:
“Even at peak operation, “[i]ts power cost [Nevada] about $135 per
megawatt-hour, compared with less than $30 per MWh today at a new
Nevada photovoltaic solar farm ...”
Dunque, l’energia elettrica venduta da Tonopah Solar prodotta a Crescent
Dunes costava a NV Energy (il suo compratore esclusivo *per contratto*)
13,5 centesimi al kW*h *ANCHE DURANTE LE ORE DI PICCO* ? Ma cosa
intendeva dire ? Il prezzo stipulato tra NV Energy
e Tonopah Solar e’ una tariffa fissa, per forza che e’ “sempre” 13,5
centismi al kW*h. Gli inglesi direbbero che questa frase e’ in “parlata
da faina”. Nel prossimo messaggio invece andro’ a dettagliare perche’ e’
sbagliato paragonare i 3 centesimi del fotovoltaico con 13,5 centesimi
del solare termodinamico con accumulo termico (di alta capacita’,
precisiamo).
Interessante come si prosegue:
“The total cost of Crescent Dunes was $1 billion for a promised 110
megawatts on 300 acres. Now, the Trump administration is approving a $1
billion plant that will make 690 megawatts on over 7,000 acres. “
Cio’ che e’ interessante, non e’ il prezzo, ma il territorio impegnato:
110 MW su 300 acri verso
690 MW su 7’000 acri. Una della (false) lamentele degli italiani
finti-ambientalisti e’ che il solare termodinamico consumerebbe
territorio. Secondo i numeri sopra, con il solare termodinamico si
occupano 272 acri ogni 100 MW, mentre per il fotovoltaico si occupano
1014 acri ogni 100 MW,
quindi il fotovoltaico occuperebbe quasi 4 volte piu’ territorio,
secondo i numero sopra citati.
In quanto al prezzo, e’ inqualificabile il paragone, tra il costo di un
“primo della serie”, come e’ la centrale CSP di Crescent Dunes, quando
sappiamo benissimo che con il proseguire degli impianti, il costo si
riduce, e dall’altra parte confrontiamo il prezzo con un prodotto in
serie ormai maturo, la produzione di moduli fotovoltaici (la cui
installazione non ha storia).
E senza dimenticare quella questioncina tra tariffa intermittente verso
tariffa dispacciabile.
Insomma, si evidenzia una sempre crescente ignoranza di tutto cio’ che
ha a che fare con l’elettricita’ come prodotta e distribuita a livello
industriale. Tipico errore che possono fare,
ad esempio, i cattedratici di fisica (o laureati di fisica che non sono
mai entrati nel mondo del lavoro “vero”), che si sentono degli esperti
perche’ conoscono tutto su leggi e teoremi di Ohm e Maxwell,
ma non sanno cambiare un spina a casa.
Saltiamo la parte in cui si lamenta che le aziende che vincono l’accesso
ai finanziamenti sarebbero quelle piu’ brave a maneggiare le pratiche
per le domande piuttosto che la costruzione industriale.
Ma ora, tenetevi forti, che arriva la prova provata dell’ignoranza
dell’elettrica industriale, da parte della giornalista. Si parte da:
“… Crescent Dunes never reached the initial promises; the best-case
scenarios were already outmoded by the 2015 opening.”
per arrivare a:
“Instead of 50 percent efficiency, the plant hovered at 20 percent. “
Cosa significherebbe che Crescent Dunes avrebbe promesso il 50% di
efficienza ?
Ma da dove arriva una tale scemenza ? Un gruppo turbo-generatore a
vapore del
migliore livello termoelettrico arriva al massimo al 40% di efficienza.
Penso che
nessuno qui si azzardi a smentirmi. Nella rosea ipotesi che l’efficienza
di captazione,
riflessione (gli specchi) e cattura (l’elemento in cima alla torra) in
forma di calore
sia del 50% (voglio ricordare che gli impianti a torre sono fratelli
stretti dei sistemi fresnel, quindi come efficienza ottica non siamo ai
massimo come e’ quella degli specchi a geometria continua, lineare o a
disco che sia), mi pare evidente che l’efficienza massima che si puo’
sognare a Crescent Dunes e’ del 50% x 40% = 20%. Quindi l’efficienza
massima promessa non sarebbe mai potuta
essere maggiore del 20%. Ovviamente la sig.ra Delbert non ha alcuna
fonte reputabile di questa presunta strabiliante efficienza del 50% che
sarebbe stata promessa.
E per chiudere:
“And the plant only ever secured one client, NV Energy, which couldn’t
rely on the plant to do its part.”
Come spiegato, Tonopah Solar aveva stipulato un *contratto esclusivo*
con NV Energy, per forza che non poteva andare a cercare altri clienti.
Ed e’ interessante il retroscena disegnato dalla giornalista: in base al
contratto stipulato NV Energy non poteva recedere, nonostante la ridotta
generazione elettrica, rispetto a quanto pianificato, nella fase di
comissionamento della centrale solare. Fase di comissionamento evidente
nei primi tre mesi migliori di sempre (Gennaio, Febbraio e Marzo 2019
mostrano una progressione mai nei primi mesi degli anni precedenti, una
progressione che estrapolata evidenza la possibilita’ di arrivare al
60%-70% dell’obbiettivo progettuale.
Ed invece, il DOE rimpiazza di forza i due consiglieri di SolarReserve
con suoi uomini, in Tonopah Solar che a questo punto concede alla NV
Energy di recedere dal contratto.
Per capire l’assurdita’, suggerisco di dare un occhiata alla generazione
di un altro prototipo:
<https://en.wikipedia.org/wiki/Edwardsport_Power_Station#Production>
Come potete vedere la piena produzione (ed e’ ancora insufficiente
rispetto a quando pianificato)
si ha solo al quinto anno. Ma nessuno al DOE si e’ agitato: dopo tutto
Edwardsport consuma “carbone”, non gratuita energia solare.
E non tiratemi fuori che anche se costa $3,4 miliardi, produce pero’
dieci volte piu’ energia, perche’ nel prezzo dell’energia prodotta dalla
centrale a carbone ci va anche il costo del carbone (che e’ un
costo preponderante), mentre l’energia solare che arriva dal cielo e’
gratuita (cioe’ nel solare, il costo dell’energia si concentra nella
costruzione ed operazione degli impianti, ma la fonte primaria e’
gratuita).
Una vera e proprio carognata fatta dal DOE, perche’ ha permesso a NV
Energy di svicolare dai suoi obblighi contrattuali.
In questo messaggio ho limitato i miei commenti, da approfondire nei
messaggi a seguire.
Bloomberg ha preso di mira la SolarReserve ed il primo impianto a torre
con accumlo termico di grossa taglia, cioe’ il progetto Crescent Dunes.
Ed il suo attacco e’ stato ripreso da una molteplicita’ di siti, ma del
tipo piu’ o meno minori (almeno una decina, secondo Google).
Ecco il titolo, che riassume tutto:
“A $1 Billion Solar Plant Was Obsolete Before It Ever Went Online“
Prima l’originale:
<https://www.bloomberg.com/news/articles/2020-01-06/a-1-billion-solar-plant-was-obsolete-before-it-ever-went-online>
dove leggiamo frasi come:
“SolarReserve may have done its part, but today the company doesn’t rank
among the winners. Instead, it’s mired in litigation and accusations of
mismanagement at Crescent Dunes”
Peccato che SolarReserve non ha il controllo della gestione di Crescent
Dunes. SolarReserve non ha tanti soldi, ma per ogni impianto deve
trovare dei soci. E questi soci “danarosi” vogliono il controllo. Cosi’
la gestione di Crescent Dunes e’ in mano ad una Tonopah Solar, nel cui
consiglio Crescent Dunes ha, anzi aveva, due consiglieri. Aveva, perche’
pare che il Dipartimento dell’Energia abbia deciso, non si sa in base a
quale regola, di estrometterli e sostituirli con due loro
rappresentanti. SolarReserve ha impugnato l’azione ed ora c’e’ una causa
in corso. Vedremo come andra’ a finire. Ma gia’ abbiamo beccato una
“bugia” nella storia.
Continua l’articolo:
“The steam generators at Crescent Dunes require custom parts and a staff
of dozens to keep things humming and to conduct regular maintenance. By
the time the plant opened in 2015, the increased efficiency of cheap
solar panels had already surpassed its technology, and today it’s
obsolete—the latest panels can pump out power at a fraction of the cost
for decades with just an occasional hosing-down.”
Sostanzialmente afferma che il fotovoltaico ha il vantaggio di
richiedere solo un custode (che controlli che qualcuno non tiri sassi …)
ed userebbe materiali prodotti in serie, come se questo fosse un
argomento pregnante.
Insomma, il fotovoltaico richiede solo un custode che ogni tanto spruzza
un po’ d’acqua sui moduli.
Che dire allora, chiudiamo anche le grosse centrali termoelettriche che
anch’esse rientrano nella descrizione della prima frase ?
Continua l’articolo:
“The plant’s technology was designed to generate enough power night and
day to supply a city the size of nearby Sparks, Nev. (population
100,000), but it never came close. “
La cifra promessa (pianificata) era di 500 GW*h. Ecco, ora lo sanno tutti.
Continua l’articolo:
“Its power cost NV about $135 per megawatt-hour, compared with less
than $30 per MWh today at a new Nevada photovoltaic solar farm,
according to BloombergNEF, which researches fossil fuel alternatives.”
Dunque, l’energia di Crescent Dunes era stata contrattualizzata per 13,5
centesimi/kW*h, mentre,
secondo BloombergNEF (che la Bloomberg informa e’ una sua creatura che
ricerca alternative dei/suoi ? combustibili solidi …) il fotovoltaico
propone la sua elettricita’ a 3 centsimi/kW*h.
Tre centesimi ? Viene da domandarsi come mai nel mondo non e’ un
proliferare di cantieri di installazione di impianti fotovoltaici.
Continua l’articolo:
““It was a tragedy of mismanagement,” he says. Spanish company ACS
Cobra, he says, delayed necessary work on Crescent Dunes and designed a
salt tank that leaked, crippling the plant. “
ricordando cosi’ che SolarReserve e’ uno studio ingegneristico, non una
impresa di costruzioni, e quindi per grosse opere si appoggia ad altri.
Nello specifico ACS Cobra, una societa’ spagnola particolarmente attiva
nel settore solar termodinamico, che ha sia un settore ingegneristico,
che uno di costruzione edile e civile (oltre a fornire servizi vari e di
telecomunicazioni).
Ed il serbatoio dei sali fusi, famoso per avere avuto un errore di
saldatura da cui trasudava una perdita dei sali, e’ stata opera della
ACS Cobra.
Continua l’articolo:
“The Energy Department estimates that losses represent only 2.9% of its
$28 billion in loan guarantees for renewable energy projects, which also
funded such successes as the massive farms of thin-film solar cells from
the biggest American manufacturer.”
Come a dire che il progetto Crescent Dunes sia gia’ stata causa di una
“perdita finanziaria” al governo USA (non e’ cosi’, non risulta che il
governo, cioe’ il DOE, abbia gia’ dovuto pagare la fideussione). E per
rafforzare l’impressione che siamo gia’ a questo punto:
“Under the Trump administration, which has mocked the push for fossil
fuel alternatives, it’s easy to imagine Crescent Dunes being used as a
talking point if the White House proposes to eliminate federal subsidies
for renewable power,”
Cioe’ l’amministrazione Trump avrebbe l’argomento che Crescent Dunes ha
gia’ causato una
perdita finanziaria al programma di garanzia dei prestiti del DOE
(dipartimento dell’energia USA).
Ma non risulta tale perdita finanziaria, e quindi cosa vanno a scrivere
? Non ancora. (ma se il DOE,
che ha preso il controllo, fa fallire Tonopah Solar …)
Ed a conferma, quale progetto potevano richiamare nel seguito dell’aticolo ?
“There’s a long and growing list of failed government projects,” says
Edwards, a former senior economist on the Republican staff of the U.S.
Congress Joint Economic Committee. He points to the familiar example of
Solyndra LLC, a solar company backed by $535 million in loan guarantees
that filed for bankruptcy in 2011.”
Peccato per la tesi anti Crescent Dunes, che Solyndra era attiva nel
settore fotovoltaico. Un aspetto sfuggito nella notizia.
In ogni caso, il succo e’ che il fotovoltaico da 3 centesimi al kW*h e
che la tecnologia di Crescent Dunes e’ morta e sepolta. Eppure Ivanpah
e’ regolarmente in produzione. Ma allora quale sarebbe questa tecnologia
fallimentare di Crescent Dunes, visto che e’ un impianto a torre
esattamente come quello di Ivanpah ? Il fatto che aggiunge un
accumulatore di sali fusi ? (in realta’, c’e’ una
differenza, piu’ profonda, ma vediamo se qualcuno la scopre – Bloomberg
non l’ha vista).
Ma vediamo come la notizia e’ stata ripresa dalla decina di zeloti.
Prendiamone uno a caso:
<https://www.popularmechanics.com/technology/a30472835/crescent-dunes-solar-plant/>
“Bloomberg reports that a planned $1 billion solar plant was out of date
and obsolete before it could even be completed.”
Cioe’, nel 2015, anno di inizio servizio, Crescent Dunes sarebbe gia’
stata una tecnologia obsoleta ? Vediamo se argomentano del perche’
sarebbe cosi’.
“Now, the closed and abandoned plant is the subject of huge ongoing
lawsuits.”
Impianto “abbandonato” ? Ma se la SolarReserve ha citato in giudizio la
DOE per riavvere una voce nella gestione dell’impianto, non mi pare si
possa intendere come “abbandono”.
“SolarReserve’s website isn’t online as I write this, and more than one
of its projects has ended
in the possibility of bankruptcy.”
Ho verificato e www.solarreserve.com sembra fuori servizio, ma il
dominio e’ ancora riservato. Forse e’ stata una decisione degli
avvocati, perche’ cio’ che una azienda riporta sul proprio sito puo’
essere usato contro l’azienda da parte degli avvocati avversari.
E poi la sig.ra Caroline Delbert teme che altri progetti siano
possibilmente a rischio di fallimento ?
Vediamo allora nel dettaglio:
Aurora (Australia): il progetto non ha superato la fase di finanziamento
– nessun cantiere
Copiapo’ (Cile): il progetto non ha trovato compratori per l’energia –
nessun cantiere
Kalkaar (Sud Africa): il progetto e’ allo stadio di proposta
Kotulo Tsatsi (Sud Africa): il progetto e’ allo stadio di proposta
Likana (Cile): il progetto e’ stato ceduto alla cordata Cerro Domindar
Group/EIG Global Energy
Redstone (Sud Africa): il progetto e’ in mano ad ACWA Power
Rooipunt (Sud Africa): il progetto e’ allo stadio di proposta
Sandstone (Nevada): il progetto si e’ fermato a livello di pratica
burocratica, ora cancellato
Tamaragul (Cile): come Copiapo’, ha vinco la gara, ma non ha trovato
contratti – nessun cantiere
Ed allora, sig.ra Delbert, quali sarebbero gli altri progetti a rischio
fallimento ? La Solarreserve aveva una poderosa filiera, ma come
l’Italia, anche gli USA sembrano ostili al solare termodinamico.
Interessante notare che l’altro progetto cancellato e’ quello nel terzo
ed ultimo
paese ostile al solare termodinamico, l’Australia (il trittico AIUS …).
Tutti gli altri progetti elencati, altrove nel mondo, sono invece
passati di mano, ad arabi, cileni ed anche i cinesi si interessano.
Ma continuiamo:
“Even at peak operation, “[i]ts power cost [Nevada] about $135 per
megawatt-hour, compared with less than $30 per MWh today at a new
Nevada photovoltaic solar farm ...”
Dunque, l’energia elettrica venduta da Tonopah Solar prodotta a Crescent
Dunes costava a NV Energy (il suo compratore esclusivo *per contratto*)
13,5 centesimi al kW*h *ANCHE DURANTE LE ORE DI PICCO* ? Ma cosa
intendeva dire ? Il prezzo stipulato tra NV Energy
e Tonopah Solar e’ una tariffa fissa, per forza che e’ “sempre” 13,5
centismi al kW*h. Gli inglesi direbbero che questa frase e’ in “parlata
da faina”. Nel prossimo messaggio invece andro’ a dettagliare perche’ e’
sbagliato paragonare i 3 centesimi del fotovoltaico con 13,5 centesimi
del solare termodinamico con accumulo termico (di alta capacita’,
precisiamo).
Interessante come si prosegue:
“The total cost of Crescent Dunes was $1 billion for a promised 110
megawatts on 300 acres. Now, the Trump administration is approving a $1
billion plant that will make 690 megawatts on over 7,000 acres. “
Cio’ che e’ interessante, non e’ il prezzo, ma il territorio impegnato:
110 MW su 300 acri verso
690 MW su 7’000 acri. Una della (false) lamentele degli italiani
finti-ambientalisti e’ che il solare termodinamico consumerebbe
territorio. Secondo i numeri sopra, con il solare termodinamico si
occupano 272 acri ogni 100 MW, mentre per il fotovoltaico si occupano
1014 acri ogni 100 MW,
quindi il fotovoltaico occuperebbe quasi 4 volte piu’ territorio,
secondo i numero sopra citati.
In quanto al prezzo, e’ inqualificabile il paragone, tra il costo di un
“primo della serie”, come e’ la centrale CSP di Crescent Dunes, quando
sappiamo benissimo che con il proseguire degli impianti, il costo si
riduce, e dall’altra parte confrontiamo il prezzo con un prodotto in
serie ormai maturo, la produzione di moduli fotovoltaici (la cui
installazione non ha storia).
E senza dimenticare quella questioncina tra tariffa intermittente verso
tariffa dispacciabile.
Insomma, si evidenzia una sempre crescente ignoranza di tutto cio’ che
ha a che fare con l’elettricita’ come prodotta e distribuita a livello
industriale. Tipico errore che possono fare,
ad esempio, i cattedratici di fisica (o laureati di fisica che non sono
mai entrati nel mondo del lavoro “vero”), che si sentono degli esperti
perche’ conoscono tutto su leggi e teoremi di Ohm e Maxwell,
ma non sanno cambiare un spina a casa.
Saltiamo la parte in cui si lamenta che le aziende che vincono l’accesso
ai finanziamenti sarebbero quelle piu’ brave a maneggiare le pratiche
per le domande piuttosto che la costruzione industriale.
Ma ora, tenetevi forti, che arriva la prova provata dell’ignoranza
dell’elettrica industriale, da parte della giornalista. Si parte da:
“… Crescent Dunes never reached the initial promises; the best-case
scenarios were already outmoded by the 2015 opening.”
per arrivare a:
“Instead of 50 percent efficiency, the plant hovered at 20 percent. “
Cosa significherebbe che Crescent Dunes avrebbe promesso il 50% di
efficienza ?
Ma da dove arriva una tale scemenza ? Un gruppo turbo-generatore a
vapore del
migliore livello termoelettrico arriva al massimo al 40% di efficienza.
Penso che
nessuno qui si azzardi a smentirmi. Nella rosea ipotesi che l’efficienza
di captazione,
riflessione (gli specchi) e cattura (l’elemento in cima alla torra) in
forma di calore
sia del 50% (voglio ricordare che gli impianti a torre sono fratelli
stretti dei sistemi fresnel, quindi come efficienza ottica non siamo ai
massimo come e’ quella degli specchi a geometria continua, lineare o a
disco che sia), mi pare evidente che l’efficienza massima che si puo’
sognare a Crescent Dunes e’ del 50% x 40% = 20%. Quindi l’efficienza
massima promessa non sarebbe mai potuta
essere maggiore del 20%. Ovviamente la sig.ra Delbert non ha alcuna
fonte reputabile di questa presunta strabiliante efficienza del 50% che
sarebbe stata promessa.
E per chiudere:
“And the plant only ever secured one client, NV Energy, which couldn’t
rely on the plant to do its part.”
Come spiegato, Tonopah Solar aveva stipulato un *contratto esclusivo*
con NV Energy, per forza che non poteva andare a cercare altri clienti.
Ed e’ interessante il retroscena disegnato dalla giornalista: in base al
contratto stipulato NV Energy non poteva recedere, nonostante la ridotta
generazione elettrica, rispetto a quanto pianificato, nella fase di
comissionamento della centrale solare. Fase di comissionamento evidente
nei primi tre mesi migliori di sempre (Gennaio, Febbraio e Marzo 2019
mostrano una progressione mai nei primi mesi degli anni precedenti, una
progressione che estrapolata evidenza la possibilita’ di arrivare al
60%-70% dell’obbiettivo progettuale.
Ed invece, il DOE rimpiazza di forza i due consiglieri di SolarReserve
con suoi uomini, in Tonopah Solar che a questo punto concede alla NV
Energy di recedere dal contratto.
Per capire l’assurdita’, suggerisco di dare un occhiata alla generazione
di un altro prototipo:
<https://en.wikipedia.org/wiki/Edwardsport_Power_Station#Production>
Come potete vedere la piena produzione (ed e’ ancora insufficiente
rispetto a quando pianificato)
si ha solo al quinto anno. Ma nessuno al DOE si e’ agitato: dopo tutto
Edwardsport consuma “carbone”, non gratuita energia solare.
E non tiratemi fuori che anche se costa $3,4 miliardi, produce pero’
dieci volte piu’ energia, perche’ nel prezzo dell’energia prodotta dalla
centrale a carbone ci va anche il costo del carbone (che e’ un
costo preponderante), mentre l’energia solare che arriva dal cielo e’
gratuita (cioe’ nel solare, il costo dell’energia si concentra nella
costruzione ed operazione degli impianti, ma la fonte primaria e’
gratuita).
Una vera e proprio carognata fatta dal DOE, perche’ ha permesso a NV
Energy di svicolare dai suoi obblighi contrattuali.
In questo messaggio ho limitato i miei commenti, da approfondire nei
messaggi a seguire.
Roberto Deboni DMIsr
2020年1月13日 01:35:512020/1/13
收件人
On 13/01/2020 03:59, Roberto Deboni DMIsr wrote:
> Attenzione: 166 righe, 15 Kbytes di testo (ed una info per i geometri):
Mi spiego: mi sto convicendo che i geometri siano una potenza in Italia,
> Attenzione: 166 righe, 15 Kbytes di testo (ed una info per i geometri):
quindi se vengono informati meglio, scavalcando la stampa ottusa,
forse qualcosa potrebbe cambiare.
> Bloomberg ha preso di mira la SolarReserve ed il primo impianto a torre
> con accumlo termico di grossa taglia, cioe’ il progetto Crescent Dunes.
> Ed il suo attacco e’ stato ripreso da una molteplicita’ di siti, ma del
> tipo piu’ o meno minori (almeno una decina, secondo Google).
>
> Ecco il titolo, che riassume tutto:
> “A $1 Billion Solar Plant Was Obsolete Before It Ever Went Online“
Sia chiaro, Crescent Dunes non e' il primo del suo genere.
Direi che prima di esso, il migliore esemplare e' quello in Spagna,
Gemasolar Termosolare da 20 MW. E' una centrale solare termodinamica
che piu' volte ha battuto il primato, generando elettricita' per giorni
di fila 24h/24h. Si, avete letto giusto: una centrale solare che genera
elettricita' anche alla luce della luna. Ovviamente il trucco e' nel
suo sistema di accumulo incorporato, 670 MW*h termici, in grado di
fare funzionare il turbo-generatore a vapore fino a 15 ore, quando
totalmente "caricato".
La novita' di Crescent Dunes e' la taglia, che da 20 MW schizza 110 MW
netti, quindi un ordine di grandezza in piu', portando le economie di
scala nel reame delle centrali termoelettriche convenzionali.
Questo e' possibile con una poderosa capacita' termica di oltre
3000 MW*h, che permette di far funzionare il grosso turbo-generatore
a vapore fino a 10 ore. Crescent Dunes, quindi, e' improbabile che
possa generare per 24 ore di fila (10 ore non bastano per completare
il "giro" fino alla successiva alba, una volta che il sole e'
tramontato), ma il suo accumulo e' perfettamente in grado di erogare
l'energia durante le tariffariamente succose ore serali, quando il
fotovoltaico, ad esempio, e' tagliato fuori (ed in Italia entrano
allegramente in funzione le centrali turbogas alimentate dal metano
Russo e degli Emirati Arabi).
Ora, e' chiaro che, in termini di "taglia", Crescent Dunes e' un
prototipo e come tutti i prototipi incontra certamente dei problemi
in fasi di avvio e collaudo delle strutture. Ed ha indubbiamente
incontrato delle difficolta' (l'enorme serbatoio "caldo" aveva una
perdita, la cui riparazione ha interrotto la procedura di
comissionamento per molti mesi). Ma i primi tre mesi del 2019 avevano
finalmente mostrato una progressione crescente che prometteva di
raggiungere almeno il 60% del traguardo pianificato. Considerando
che l'energia solare e' gratuita (ma costano gli impianti di cattura
e conversione), non e' male, e certamente non giustifica di buttare
alle ortiche l'impianto considerando che le spese operative (salari
e stipendi oltre che materiali di consumi, lubrificanti, detergenti,
etc.) incidono in modo irrisorio anche sul valore dei soliti
200 GW*h annui producibili come gia' dimostrato.
Ma la prova provata che la tecnologia non e' obsoleta e' dalla
filiera di impianti attualmente in costruzione o pianificati.
Solo in Australia e negli Stati Uniti questi progetti sono stati
cancellati a seguito dei "casini" a Crescent Dunes. E notare che
l'Australia ha cassato gia' precedenti progetti solare termodinamici
molto promettenti (come usare l'ammoniaca in passaggio di fase come
fluido per trasportare il calore catturato). Ma Australia e Stati
Uniti sono anche grossi produttori di carbone.
Nel messaggio precedente ho elencato alcuni dei progetti che
SolarReserve aveva messo in lista d'attesa. Buona parte sono stati
"recuperati" da aziende arabe, cilene e spagnole. A questi si
aggiungono:
Operativi
---------
Qinghai Gonghe 50 MW (Cina)
Khi Solar One 50 MW (Sud Africa)
Shouhang Dunhuang 100 MW (Cina)
Noor/Ouarzazate Solar 150 MW (Marocco)
In costruzione
--------------
Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar 100 MW (Dubai)
Yumen CSP 50 MW (Cina)
Notare che ho solo elencato gli impianti a torre solare con
accumulo. Ci sono una decina di impianti a torre solare senza
accumulo in funzione o costruzione, ma operano come gli impianti
fotovoltaici e quindi, se guardiamo solo l'aspetto economico
(ma in altri paesi guardano anche il fattore occupazionale),
senza accumulo la tecnologia a torre potrebbe essere obosoleta.
Ed ovviamente mancano una cinquantina di impianti solare termodinamici
a specchi parabolici lineari gia' in funzione. Ed altrettanti in
costruzione.
Vi sembra che un Crescent Dunes sia considerata obsoleta ?
Se era per gli occidentali (spagnoli a parte), la tecnologia
solare termodinamica oggi sarebbe defunta. Ma il resto del mondo
pare apprezzarla, con i cinesi all'avanguardia. Infatti, come
con il nucleare al torio (un reattore, basato su un prototipo
da 300 MW di un consorzio di municipalizzate tedesche degli anni '80,
poi stroncato dal governo federale dopo 432 gg di funzionamento
continuo - le cose che non si sanno in Italia ..., sta per
entrare in funzione, in una interessante versione "binata" da
220 MW, entro la fine di quest'anno), i cinesi hanno preso in mano
anche la tecnologia solare a torre, con l'intenzione di spingerla a
funzionare con un ciclo a CO2 super-critico - la punta di diamante
della ricerca termoelettrica mondiale, sfondando la soglia dei 550
Celsius operativi per arrivare a 800 Celsius, con efficienza "globale"
da far schiattare d'invidia anche il migliore fotovoltaico.
L'anno prossimo (2021), dovremo vedere il ciclo in funzione a Shouhang.
> Prima l’originale:
> <https://www.bloomberg.com/news/articles/2020-01-06/a-1-billion-solar-plant-was-obsolete-before-it-ever-went-online>
>
> dove leggiamo frasi come:
>
> “SolarReserve may have done its part, but today the company doesn’t rank
> among the winners. Instead, it’s mired in litigation and accusations of
> mismanagement at Crescent Dunes”
>
> Peccato che SolarReserve non ha il controllo della gestione di Crescent
> Dunes. SolarReserve non ha tanti soldi, ma per ogni impianto deve
> trovare dei soci. E questi soci “danarosi” vogliono il controllo. Cosi’
> la gestione di Crescent Dunes e’ in mano ad una Tonopah Solar, nel cui
> consiglio Crescent Dunes ha, anzi aveva, due consiglieri. Aveva, perche’
> pare che il Dipartimento dell’Energia abbia deciso, non si sa in base a
> quale regola, di estrometterli e sostituirli con due loro
> rappresentanti. SolarReserve ha impugnato l’azione ed ora c’e’ una causa
> in corso. Vedremo come andra’ a finire. Ma gia’ abbiamo beccato una
> “bugia” nella storia.
probabile (complottistico ... Andreottti pero' diceva che a pensar male
...): dopo un sofferto commissionamento, iniziato a fine 2015, con un
2016 dedicato a mettere a punto movimenti dei numerosi specchi e la
sezione a vapore (tra spillamenti ed altre menate dei moderni cicli
Rankine ad alta efficienza), ma poi interrotto dal "buco" nel serbatoio
del "calore", abbiamo un 2017 praticamente fermo ed un primo anno
"intero" nel 2018, con valori mensili ben sotto il pianificato. Insomma,
il 2018 chiude con 195,8 GW*h, un pelo dal 40% dei 500 GW*h promessi
dal progettista. Non bene, ma neanche disastroso, trattandosi della
fase di avviamento (una centrale solare termodinamica non e' come un
impianto fotovoltaico che entra in funzione al 100% di efficienza al
semplice girare di un interruttore).
Ma guarda i primi tre mesi del 2019, con sopra i valori 2018 (valori
in MW*h):
Gen. Fe. Mar. Apr. Mag. Giu. Lug. Ago. Set. Ott. Nov. Dec
-----------------------------------------------------------------------
795 5145 5907 13801 10653 33387 23749 33169 31632 21253 8130 8189
12889 14431 20041 2707 0 ------ impianto fermato -----
I valori di gennaio, febbraio e marzo 2019 sono di un ordine di
grandezza maggiori di quelli mai ottenuti in quei mesi, e se tanto
mi da tanto, indicavano finalmente un impianto termoelettrico di
conversione finalmente messo a punto, usando il calore catturato in
modo efficace dagli specchi. Insomma, se la progressione fosse
continuata cosi', era ben possibile raggiungere e superare la
soglia "pratica" dei 400 GW*h/anno, un risultato decente a fronte
di un previsione a tavolino di 500 GW*h/anno.
Ed invece no, nei primi giorni di Aprile, la centrale viene fermata.
SENZA ALCUNA SPIEGAZIONE (dopo quasi un anno, non c'e' alcuna
motivazione tecnica del fermo, tipo un guasto o altro).
Come detto, la centrale non e' gestita direttamente da SolarReserve
(che e' principalmente il progettista, avendo solo costruito la
torre centrale, gli specchi e relativi sistemi sono della spagnola
COBRA ACS, che continua ancora oggi a farlo nel mondo), ma da una
Tonopah Solar LLC, in cui "aveva" solo due consiglieri.
Ora, secondo Bloomberg, il contratto stipulato a suo tempo con la
azienda elettrica NV Energy (NV sta per Nevada), pare essere stato
un contratto di ferro, e quindi il ritardo delle generazione promessa
fino al 2019, non era sufficiente per permetterle di rescindere
l'accordo. E qui entra in gioco il Dipartimento dell'Energia federale
(DOE) che, in forza di una garanzia (fideussione) prestata per un
prestito di 730 miliardi ottenuto dalla Tonopah Solar LLC, ha deciso
di estromettere SolarReserve, che si batteva come un leone per l'entrata
in pieno servizio di Crescent Dunes, a fronte del suo importante
portafoglio clienti, a cui voleva mostrare risultati, e, che strana
coincidenza, poco dopo, con i consiglieri nominati dal DOE, ad Ottobre
Tonopah Solar concede la rescissione del contratto a NV Energy.
Ora Crescent Dunes non puo' piu' vendere elettricita' a nessuno,
perche' in Nevada il mercato elettrico e' rigidamente regolato.
Non importa se sono stati spesi soldi, non importa che anche solo
200 MW*h/anno erano pur sempre $27 milioni all'anno, a fronte di
meno di $1 milione di costi gestionali, non importa che cosi' Tonopah
Solar fallisce, faccendo scattare la fideussione, ovvero il DOE dovra'
rimborsare le banche dei soldi che non riescono a recuperare dal
fallimento, perche' pare che non si voglia vedere un intero anno a
piena produzione. Punto e basta.
Insomma, vogliono un caso "Solyndra" (fotovoltaico) anche per il solare
termodinamico. Notare che la storia del solare termodinamico e' stata
anche arena di un fallimento: di quella azienda che aveva costruito il
piu' vecchio (e fino alla fine del secolo scorso) e praticamente la
totale quota solare mondiale (il fotovoltaico era a cifre da prefisso
telefonico), ovvero i 350 megawatt delle centrali solari del mojave.
Ma nonostante il fallimento del costruttore (Luz International), nessuno
si e' sognato di "spegnere" quei impianti, che hanno generato senza
interruzione elettricita' dagli anni '80 ad oggi (totale ad oggi,
oltre 18'000'000'000 di kW*h prodotti, ovvero 18 TW*h).
Se Crescent Dunes viene smantellato, sarebbe una tristissima "prima"
storica ingloriosa per un impianto solare termodinamico di taglia.
Di grande utilita' per i detrattori del solare termodinamico.
Per fortuna ci sono arabi, cileni e cinesi (arabi e cinesi stanno
costruendo anche in Sud Africa) con la collaborazione di aziende
spagnole, e pare che anche al francese EDF si stia dando da fare.
Ma dopo il disastro gestionale ad Olkiluoto, i francesi e' meglio
prenderli con le pinze.
...snip...
> Continua l’articolo:
>
> “Its power cost NV about $135 per megawatt-hour, compared with less
> than $30 per MWh today at a new Nevada photovoltaic solar farm,
> according to BloombergNEF, which researches fossil fuel alternatives.”
> In ogni caso, il succo e’ che il fotovoltaico da' 3 centesimi al kW*h e
C'e' una questioncina tra tariffa intermittente verso tariffa dispacciabile
da chiarire.
In questi ultimi anni abbiamo subito un bombardamento di notizie
sensazionalistiche in cui si annunciava un costo dell'energia
eolica e fotovoltaica sempre piu' bassa, ora discono a livello del
carbone. Spesso basandosi pomposamente su un valore LCOE (un
calcolo medio che tiene conto di ammortamento, tassi di interessi,
costi gestionali, per arrivare ad un costo in centesimi al kilowattora).
Vi ricordate la storiella del "grid-parity" ?
Ma persone competenti hanno osservato che paragonare direttamente
fonti di energia elettrica di tipo intermittente con i costi
delle fonti di energia elettrica di tipo dispacciabile e' una
grave fallacia. In sostanza, il ragionamento e' questo: cosa me ne
faccio del fotovoltaico a 3 centesimi/kW*h se sono le 9:00 di sera
e mi servono le luci, devo far funzionare la lavatrice (che poi
lo ferma per l'ammollo notturno) oppure il ferro da stiro o il
phon, e d'estate voglio anche accendere i condizionatori ?
Ma non e' tutto, cosa succede se voglio elettricita' per fare
funzionare i macchinari del mio laboratorio, o i treni con cui
viaggio, alle ore 12:00 ed improvvisamente arriva un nuvolone
di quelli grigio scuro ?
Primo errore: il confronto limitato al calcolo LCOE non tiene
conto che la tariffa oraria dell'elettricita' varia sia durante
l'anno, ma specialmente durante le 24 ore della giornata.
Secondo Joskow in una ricerca del 2008, la differenza tra
questi prezzi massimi e minimi puo' arrivare fino a 4 ordini
di grandezza. Urca! Per ora, ve lo passo cosi'.
Queste forti variazioni dei prezzi di mercato sono una conseguenza
del fatto che l'elettricita' non e' facilmente accumulabile in modo
"economico" (e qui l'accumulo termico e' un fattore dirompente:
negli impianti solare termodinamici si ragiona a livelli di migliaia
di megawattora di energia e centinaia di megawatt di potenza ...
provate a vedere a cosa arrivano le centrali di accumulo basate
su batterie chimich - intendo quelli esistenti, non quelli sulla carta).
Mettiamola cosi': il settore elettrico e' l'inno al just-in-time. La
migliore elettricita' e' quella prodotta quando viene richiesta.
L'andamento tipico delle variazioni tariffarie all'ingrosso e' che per
un numero relativamente piccole di ore ogni anno, si hanno le massime
quotazioni. Salvo prevedere un programma di spegnimento obbligato ai
consumatori (vi ricordate i piani PESSE dell'ENEL ?), e' inevitabile
che si abbiano forti squilibri delle quotazioni di mercato.
Cosa succede con una fonte intermittente ? In regime di libero mercato
(ma se il mercato e' controllato, avviene ugualmente qualcosa del
genere, seppure controllato diversamente e paga "pantalone" per i
costi conseguente, mascherando ovvero esternalizzando i costi reali)
accade che il produttore "intermittente" o il grossista che lo utilizza,
devono cercare un altro produttore del tipo "volontario" (un altro modo
per dire "dispacciabile" ovvero che produce elettricita' "a volonta'")
che gli copra la schiena, quando il vento cala o il sole se ne va.
I produttori "volontari", in genere, si fanno pagare una specie di
"affitto" per la potenza elettrica che rendono disponibile (se volete
potete pensare ad una quota fissa di potenza in termini orari invece
che mensili - mi riferisco alla quota fissa di potenza che avete nelle
vostre bollette elettriche).
Quindi, un impianto fotovoltaico che eroga elettricita' con un LCOE
da 3 centesimi/kW*h e che operi nel mercato all'ingrosso (oppure il
suo grossita), deve aggiungerci anche il costo della "prenotazione
di megawatt di riserva, che poi divide sull'elettricita' fotovoltaica
che vende all'ingrosso. La questione quindi e' scoprire: ma quanto
costa questa specie di "prenotazione" per il caso che non si mai ?
Attenzione! Tutto questo discorso non vuole dire che le rinnovabili
siano buone o cattive, non c'entra nulla. Come non c'entrano nulla
incentivi e sovvenzioni. Il discorso invece vuole
portare ad un corretto calcolo del costo dell'energia prodotta da
fonti intermittenti. I piu' sono abituati alle tariffe fotovoltaiche
domestiche, ovvero dei privati, che vengono pagati un fisso
contraulizzato a priori (magari GSE, magari ENEL, etc. non cambia la
questione). Cosa succede in questi casi ? Semplicemente la "rogna"
di coprire i buchi della generazione dai privati, e' passata al
gestore di rete, che scarica i costi su una voce delle bolletta
elettrica (quella di "trasporto e misura"). Ma per i produttori
industriali non funziona cosi' (per nostra fortuna, altrimenti
la voce trasporto e misura sarebbe dieci volte piu' salata).
Eppure fonti reputabili, come la EIA, ma anche giornali (tipo il
Wall Street) e istituzioni finanziare vanno a sciorinare questi
LCOE, implicando che produrre elettricita' dal vento e dal fotovoltaico
(che non e' sinonimo di "solare" come si pensa in Italia, ma solo una
branca del "solare") nel 2020 costa meno del carbone e nucleare ed
entro il 2035 costera' meno del metano nei cicli combinati.
Sia chiaro, il calcolo LCOE non e' da buttare. E' ottimo per chi
vuole costruire od acquistare impianti di generazione elettrica.
Ma le cose sono molto piu' complicate se vogliamo ragionare
stando sul lato delle trincea della "domanda elettrica".
E se le fonti hanno simili profili di funzionamento (ad
esempio, nucleare, carbone e ciclo combinato, e possiamo
aggiungere anche solare termodinamico con almeno 5-6 ore
di accumulo termico), allora un paragone basato solo sui
rispettivi LCOE da indicazioni sensate, anche se non perfette.
Se poi la tecnologia e' la stessa (carbone con carbone, ad
esempio), allora il riferimento LCOE va benissimo.
L'LCOE va anche benissimo se vogliamo paragonare eolico con
eolico, o fotovoltaico con fotovoltaico, etc.
Ma va male, se anche solo vogliamo paragonare eolico con
fotovoltaico. Perche' ? Perche' almeno il fotovoltaico
si "offre" durante uno dei picchi elettrici, quello meridiano.
L'eolico non di rado offre energia in abbondanza durante le
ore "piccole", quando ... non serve.
Quindi anche nel paragone eolico-fotovoltaico dovremo andare
oltre al sempice LCOE se non vogliamo prendere serie cantonate.
Mi fermo qui, mentre vedo se riesco a costruire (interpretare)
un esempio pratico.
> “And the plant only ever secured one client, NV Energy, which couldn’t
> rely on the plant to do its part.”
arrivare ai valori di generazione progettuali. Neanche aspettare lo
stesso per una tecnologia termoelettrica con simili difficolta' di
inizializzazione ? Ripeto: e' il primo della serie.
Roberto Deboni DMIsr
2020年1月15日 03:35:592020/1/15
收件人
On 13/01/2020 06:35, Roberto Deboni DMIsr wrote:
...snip...
>> Bloomberg ha preso di mira la SolarReserve ed il primo impianto a
>> torre con accumlo termico di grossa taglia, cioe’ il progetto Crescent
>> Dunes. Ed il suo attacco e’ stato ripreso da una molteplicita’ di
>> siti, ma del tipo piu’ o meno minori (almeno una decina, secondo Google).
>>
>> Ecco il titolo, che riassume tutto:
>> “A $1 Billion Solar Plant Was Obsolete Before It Ever Went Online“
>
> Definire "obsoleto" Crescent Dunes e' uno strafalcione.
Incredibile!
Sulla rete in lingua tedesca sono piovuti attacchi in appoggio
all'articolo scurile di Bloomberg, e di improvviso, qualcuno ha
pensato di scrivere un articolo (ancora a livello di bozza)
sulla wikipedia tedesca:
<https://de.wikipedia.org/wiki/Crescent_Dunes_Solar_Energy_Project>
creato in data 9 gennaio 2020.
L'innovativo impianto, ha una storia mediatica che risale a prima
del 2009. Infatti e' nel dicembre 2009, che NV Energy stipula
un contratto in esclusiva per 25 anni con SolarReserve per la
produzione ottenibile da una centrale solare ancora sulla carta.
<https://www.power-technology.com/projects/crescent-dunes-solar-energy-project-nevada/>
Il progetto risulta lanciato nel 2008:
<https://pv-magazine-usa.com/2019/10/07/will-doe-take-the-crescent-dunes-solar-project-into-bankruptcy/>
"a $1 billion project which SolarReserve started in 2008, without
an opportunity to contest that forfeiture."
Ebbene, in Germania qualcuno ha avuto l'idea di aprire un voce
sull'impianto Crescent Dunes solo ora che qualcuno vuole farlo
chiudere ? Solo per potere scrivere:
"Die Anlage ging 2015 in Betrieb und musste 2019 wegen
Unwirtschaftlichkeit wieder aufgegeben werden"
e cosi' appoggiare tutti gli attacchi mediatici partiti
dall'articolo ignorante di Bloomberg (che confonde energia con
potenza e mente sul successo della tecnologia, per fortuna una
delle fonti minori, Popular Mechanics, ha riportato l'interessante
retroscena dei problemi che NV Energy aveva a rescindere il
contratto, spiegandosi perche' il DOE ha scavalcato gli unici
due consiglieri fermamente decisi per completare il commissionamento,
quelli di SolarReserve. Infatti per certi atti "gravi" serve
l'unanimita' ...
...snip...
>> Bloomberg ha preso di mira la SolarReserve ed il primo impianto a
>> torre con accumlo termico di grossa taglia, cioe’ il progetto Crescent
>> Dunes. Ed il suo attacco e’ stato ripreso da una molteplicita’ di
>> siti, ma del tipo piu’ o meno minori (almeno una decina, secondo Google).
>>
>> Ecco il titolo, che riassume tutto:
>> “A $1 Billion Solar Plant Was Obsolete Before It Ever Went Online“
>
> Definire "obsoleto" Crescent Dunes e' uno strafalcione.
Sulla rete in lingua tedesca sono piovuti attacchi in appoggio
all'articolo scurile di Bloomberg, e di improvviso, qualcuno ha
pensato di scrivere un articolo (ancora a livello di bozza)
sulla wikipedia tedesca:
<https://de.wikipedia.org/wiki/Crescent_Dunes_Solar_Energy_Project>
creato in data 9 gennaio 2020.
L'innovativo impianto, ha una storia mediatica che risale a prima
del 2009. Infatti e' nel dicembre 2009, che NV Energy stipula
un contratto in esclusiva per 25 anni con SolarReserve per la
produzione ottenibile da una centrale solare ancora sulla carta.
<https://www.power-technology.com/projects/crescent-dunes-solar-energy-project-nevada/>
Il progetto risulta lanciato nel 2008:
<https://pv-magazine-usa.com/2019/10/07/will-doe-take-the-crescent-dunes-solar-project-into-bankruptcy/>
"a $1 billion project which SolarReserve started in 2008, without
an opportunity to contest that forfeiture."
Ebbene, in Germania qualcuno ha avuto l'idea di aprire un voce
sull'impianto Crescent Dunes solo ora che qualcuno vuole farlo
chiudere ? Solo per potere scrivere:
"Die Anlage ging 2015 in Betrieb und musste 2019 wegen
Unwirtschaftlichkeit wieder aufgegeben werden"
e cosi' appoggiare tutti gli attacchi mediatici partiti
dall'articolo ignorante di Bloomberg (che confonde energia con
potenza e mente sul successo della tecnologia, per fortuna una
delle fonti minori, Popular Mechanics, ha riportato l'interessante
retroscena dei problemi che NV Energy aveva a rescindere il
contratto, spiegandosi perche' il DOE ha scavalcato gli unici
due consiglieri fermamente decisi per completare il commissionamento,
quelli di SolarReserve. Infatti per certi atti "gravi" serve
l'unanimita' ...
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