Il progetto DS-HDR (Deep Shaft-Hot Dry Rock)

Il progetto DS-HDR (Deep Shaft-Hot Dry Rock)

CONVEGNO organizzato da
CNR/Istituto di Geoscienze e Georisorse, SIGEA/Società Italiana di Geologia Ambientale, ed UGI/Unione Geotermica Italiana
Il possibile contributo della geotermia di alta temperatura per la produzione di energia
elettrica in Italia fino al 2050 con l’uso di tecnologie innovative
Sergio D’Offizi (ELA srl - Energies, Large & Alternative)
Il progetto DS-HDR (Deep Shaft-Hot Dry Rock) per rendere alternativa la
geotermia di alta entalpia
Roma, 8 Giugno 2012
c/o CNR/Consiglio Nazionale delle Ricerche, Sala “Marconi” Piazzale Aldo Moro n. 7 ; h. 9,00-13,30
TEMA DEL CONVEGNO
Dall’invito degli organizzatori ricaviamo:
“…possibili nuove tecnologie per il loro sfruttamento a fini elettrici, che si
spera possano portare la geotermia di alta temperatura a ricoprire entro il 2050,
nello scenario energetico nazionale, un ruolo molto più importante di quello avuto
fino ad oggi…”
IN ALTRE PAROLE:
Può una fonte RINNOVABILE dalle enormi potenzialità come la geotermia divenire
nel prossimo futuro anche ALTERNATIVA, cioè sostituire i costosi, esauribili,
pericolosi per la pace e l’ambiente mondiale combustibili fossili?
CHE SUCCEDERA’ NEL 2062 SECONDO GIOVANNI F. BIGNAMI
(dal suo libro edito a ottobre 2011 da Mondadori dal titolo “Cosa resta da scoprire)
TRANQUILLI, fra 50 anni sarà molto meglio.
-Andremo su automobili che si guidano da sole, evitando multe ed incidenti grazie a
una rete di microsensori.
- Mangeremo carne prodotta in laboratorio senza uccidere animali (e senza
inquinare l'ambiente).
- Prenderemo tutta l'energia che ci serve dal centro della Terra dicendo finalmente
addio a carbone e petrolio.
- Non avremo più soldi in tasca, ma gireremo con un chip sottocutaneo collegato al
conto corrente.
- E la sera scaricheremo il cervello su una chiavetta, come quando facciamo il
backup del telefonino per non perdere i dati della rubrica.
Se vi sembrano le solite previsioni futuristiche un po' strampalate, beh, sappiate che
lo sono forse: ma qui parliamo di scienza. Di quello che la scienza sta preparando
per noi
BILANCIO NAZIONALE
DELL’ENERGIA ELETTRICA
E FONTI RINNOVABILI A
FINE 2010
La richiesta di elettricità
sulla rete italiana nel
2010 è stata pari a
330,5 TWh
DOMANDA DI ENERGIA ELETTRICA SULLA RETE ITALIANA IN DATA 6.5.2012 (FONTE: TERNA)
GL
People Power
If possible, choose a utility company that does not produce electricity from polluting sources such
fossil fuels.
Average annual CO2 reduction: huge.
INVITO AI CONSUMATORI (da Time Magazine del 23/4/01): “... scegliete compagnie che non
TIMEcon
(Europe)
– April
23, 2001CO
Vol.
157 No. 16
produconoFrom:
elettricità
fonti che
emettono
2 come i combustibili fossili (carbone, olio
combustibile e gas)...”
Gas serra 2011, altro che crisi sono cresciuti del 3.2%
in un anno
Secondo le anticipazioni dell'Agenzia internazionale per l'energia, lo scorso anno si è arrivati nel
mondo a 31,6 miliardi di tonnellate di CO2 derivanti dall'uso dei combustibili fossili: una crescita
del 3,2% nonostante la crisi economica. E gli avvertimenti ripetuti con allarme crescente dagli
scienziati. E mentre lo squilibrio dell'atmosfera si aggrava, la capacità di risposta politica resta
molto bassa di ANTONIO CIANCIULLO Repubblica 29.5.2012
Superate le 390 parti per milione di anidride carbonica in atmosfera (erano 280 alla vigilia della rivoluzione industriale) e
l'aumento continuo dei gas serra intrappola il calore creando uno squilibrio progressivo.
I climatologi ripetono che bisogna chiudere il rubinetto delle emissioni serra, rallentare drasticamente il consumo dei
combustibili fossili e fermare la deforestazione: se non lo faremo rischiamo di vedere aumentare la pressione dei deserti,
crescere la violenza dei fenomeni meteo estremi, rendere inabitabili vaste zone del pianeta.
Il negoziato sul dopo protocollo di Kyoto ha subito un alt nel 2010 alla conferenza Onu di Copenaghen e il nuovo accordo per ora
resta proiettato nel 2015, con la prospettiva di non diventare operativo fino al 2020. Bisognerà vedere se il vertice che si apre tra
pochi giorni a Rio de Janeiro in occasione del ventennale dell'Earth Summit riuscirà ad accelerare il percorso.
Secondo l'Agenzia per l'energia, per raggiungere il traguardo dichiarato (evitare una crescita della temperatura del pianeta di più
di 2 gradi rispetto all'epoca preindustriale) le emissioni di gas serra dovrebbero più che dimezzarsi e invece continuano a
crescere. Soprattutto a causa dell'uso del carbone (45% delle emissioni), seguito dal petrolio (35%) e dal gas naturale
(20%).
Per invertire il trend e disaccoppiare lo sviluppo dall'aumento delle emissioni bisogna puntare con decisione sulla costruzione di
un'economia low carbon basata su un alto livello di efficienza, sulle fonti rinnovabili, sulle smart city, sul recupero e il riuso dei
materiali, sull'innovazione tecnologica.
I paesi che stanno investendo di più in questo modello di green economy (partendo magari da posizioni molto distanti
dall'obiettivo come nel caso della Cina) sono quelli che appaiono oggi più dinamici. L'Italia, che nel campo delle rinnovabili ha
ampie potenzialità, alcuni brevetti e aveva agganciato il gruppo di testa, si è fermata in modo brusco e rischia di tornare
indietro. Lasciando sul campo una quota di Pil e parecchie decine di migliaia di occupati.
"Surriscaldamento globale, siamo al punto di non ritorno"
Secondo il rapporto del norvegese Jorgen Randers, la temperatura media del pianeta salirà di 2 °C entro il 2052 provocando un un
surriscaldamento precoce e inarrestabile che porterà ad uno scenario di disastri ambientali e sociali per i prossimi 40 anni tale da
compromettere la stessa esistenza della specie umana sulla Terra.
OSLO - Più due in quarant'anni. Un aumento leggerissimo, se quei due non fossero gradi centigradi e non stessimo parlando di riscaldamento
globale. Nel 2052 la temperatura media del pianeta salirà di ben 2 gradi celsius. A rivelarlo è Jorgen Randers della BI Norwegian Business
School di Oslo, Norvegia, autore di '2052: A Global Forecast for the Next Forty Years’, pubblicato dal gruppo internazionale Club di Roma in
occasione del prossimo summit delle Nazioni unite sull'ambiente e lo sviluppo "Rio+20.
"L'umanità - scrive Randers - potrebbe non sopravvivere sul pianeta se continuerà sulla sua via di eccessivi consumi e calcoli a corto termine".
Non si torna indietro, dunque, dallo sfruttamento cui gli uomini hanno sottoposto l'ambiente. Siamo giunti a un punto di non ritorno e non ci
accorgiamo delle conseguenze delle nostre azioni. Di questo passo, l'aumento della produzione di anidride carbonica provocherà un
surriscaldamento precoce, che toccherà i 2,8° nel 2080. "Ormai - continua - abbiamo superato la disponibilità di risorse della Terra, e in alcuni
casi vedremo collassi su scala locale già prima del 2052. Emettiamo due volte la quantità di gas di serra in un anno che può essere
assorbita dalle foreste e dagli oceani del pianeta".
Una delle cause principali è da ricercare sì nell'aumento della popolazione, ma anche nelle politiche poco lungimiranti degli Stati: "E'
improbabile che i governi approvino normative che obbligano i mercati a destinare più soldi a soluzioni favorevoli al clima, e non
dobbiamo assumere che i mercati da sé lavoreranno per il bene dell'umanità". Tra le soluzioni, oltre alla possibilità di frenare la
procreazione, Randers suggerisce di mettere fine al consumo di combustibili fossili, costruire un sistema energetico green per i paesi in
via di sviluppo e puntare su governi capaci di guardare verso il lungo termine.
Randers ha fatto parte di un team che ha sviluppato 40 anni fa, assieme al Massachusetts Institute of Technology, una simulazione
computerizzata chiamata World3. "Già allora, il modello indicava che l'industria aveva una tale inerzia da non essere in grado di correggere il
suo tiro sullo sfruttamento del pianeta", ha osservato Randers, "oggi si è fatto ancora poco e lo scenario è ancora più tetro: i modelli di
sostenibilità ambientale che avrebbero potuto porre rimedio sono ormai al di fuori della nostra portata. Non avendo agito al momento
opportuno, l'umanità ora è diretta verso una catastrofe ambientale e sociale, che potrebbe colpirci nella seconda metà del 21esimo
secolo".
Repubblica (26 maggio 2012)
• Corriere della Sera > Esteri >
TENSIONE IN ESTREMO ORIENTE
M.S. 10.5.2012
Petrolio nel Mar cinese meridionale, Pechino
pronta a «ricorrere alle armi» contro Manila
Il China Daily: «Le Filippine spingono in questa direzione»
L'arcipelago chiede aiuto alla comunità internazionale
Un pescatore filippino mostra la foto, scattata con un
telefonino, di un ricognitore cinese (Afp/Aljibe)
GWh
ANDAMENTO DELL’ ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA IN ITALIA CON FONTI RINNOVABILI DAL 2000 AL 2010
PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA IN ITALIA A SECONDA DELLE FONTI UTILIZZATE
ANDAMENTO DEI CONSUMI DI ENERGIA ELETTRICA E TOTALE IN ITALIA
Dal sito del DOE (Department Of Energy degli Stati Uniti)
http://www1.eere.energy.gov/geothermal/overview.html si legge che:
“the geo (earth) thermal (heat) energy is an enormous, underused heat and power resource
that is clean (emits little or no greenhouse gases), highly reliable (average system availability of
95%), and home-grown (making us less dependent on foreign oil)”
È sufficiente, infatti, osservare la distribuzione della temperatura sotto la superficie della Terra
per comprendere come il calore interno costituisca senza alcun dubbio la più importante riserva
d'energia del nostro pianeta.
CRUST
MANTLE
30-70 km
1000°C
CORE
5200 km
2900 km
3700°C
4300°C
TEMPERATURE INTERNE DELLA TERRA
L'Italia è stato il primo paese al mondo ad utilizzare il vapore geotermico: il primo
esperimento venne effettuato a Larderello nel 1904 e la prima centrale da 250 kWe
installata nel 1913.
Attualmente l’energia elettrica prodotta nel nostro Paese con il calore geotermico
costituisce circa il 10% di tutta quella prodotta nel mondo con tale fonte.
POZZO GEOTERMICO
TOSCANO
MONTECERBOLI (AREA GEOTERMICA DI LARDERELLO) NEL 1818
ESPERIMENTO DEL PRINCIPE PIERO GINORI-CONTI DEL 1904
IL 10 MARZO 1914, ENTRATA IN ESERCIZIO DELLA CENTRALE 1 , CON UN GRUPPO DA 250 kW CHE VIENE
ALLACCIATA ALLE LINEE DI DISTRIBUZIONE DI VOLTERRRA E POMARANCE
LARDERELLO NEGLI ANNI ‘70-’80
LARDERELLO (TOSCANA) – RETE DI VAPORDOTTI CHE COLLEGANO I POZZI ALLA CENTRALE ELETTRICA
ELEMENTI CHE CONSENTONO LA
FORMAZIONE NATURALE DI UN
SERBATOIO GEOTERMICO
PARTI COSTITUENTI UNA
CENTRALE GEOTERMICA
CONVENZIONALE
I serbatoi geotermici naturali, però, sono estremamente rari per la necessità di
avere rocce calde poco profonde, fratturate e che, oltre ad ospitare una falda idrica
ricaricata naturalmente, siano nel contempo sigillate alla loro sommità da una
copertura di rocce impermeabili per evitare una rapida dispersione del calore. Una
combinazione di fattori, come si può intuire, molto difficile da ottenere. Ne consegue
che la potenza complessiva degli impianti geotermici nel mondo raggiunga valori
molto modesti:
- 8.000 MWe di potenza efficiente totale (di cui quasi 700 in Italia), con circa 57
TWh/anno prodotti da impianti per la produzione di energia elettrica;
- 12.000 MWt da usi diretti del calore.
Quindi, malgrado le enormi potenzialità dell’energia geotermica, il suo contributo alla
produzione di energia elettrica mondiale è molto modesto (circa lo 0,4% del totale) ed ancora
minore è la sua incidenza nella produzione di energia primaria.
Molto promettente è invece lo sfruttamento dell’energia termica contenuta in tutte quelle
rocce crostali, diffusissime nel sottosuolo, aventi elevata temperatura ma prive di fluidi circolanti,
note con il nome di “rocce calde secche” o HDR (da Hot Dry Rock), dalle quali sarebbe possibile
estrarre quantità immense di energia rinnovabile. Prospettiva, questa, che ha portato numerosi
ricercatori a produrre un numero considerevole di progetti per lo sfruttamento del calore racchiuso
in tali rocce mediante una tecnologia semplice ed efficace.
DISEGNO DA BREVETTO ORIGINALE (US PATENT 3786858 DEL 22/1/1974)
SCHEMA FENTON HILL (NEW MEXICO)
FINANZIATO DAL DOE (DEPARTMENT OF ENERGY
STATUNITENSE) E CONDOTTO DAL LOS ALAMOS
LABORATORY TRA IL 1974 E IL 1995
VISTA DALL’ALTO DELL’IMPIANTO HDR DI SOULTZ-SOUS-FORÊTS (STRASBURGO)
Vari sono anche gli esperimenti che sono stati avviati nel mondo (USA, EUROPA, GIAPPONE,
AUSTRALIA…) per verificare la possibilità di applicare industrialmente i progetti HDR fin qui depositati.
Progetti HDR (Hot Dry Rock) attualmente in corso nel mondo
Deep Heat Mining (DHM), Switzerland
http://www.dhm.ch
Stadtwerke Bad Urach, Germany
http://www.geothermie.de/bad_urach2.htm
Geothermal Explorers Ltd., Switzerland
http://www.geothermal.ch
Geodynamics Ltd., Australia
http://www.geodynamics.com.au
Hijiori, Japan
http://www.nedo.go.jp/chinetsu/hdr/hijiorinow.htm
Ogachi, Japan
http://criepi.denken.or.jp/eng/abiko/pamph/new_e.htm
DISTRIBUZIONE DELLE TEMPERATURE PREVISTE IN EUROPA ALLA PROFONDITÀ DI CIRCA 5.000 M (BRGM)
CARTA DEL FLUSSO DI CALORE NEGLI STATI UNITI
Al terzo Convegno Internazionale HDR, tenutosi nel 1996 a Santa Fe, nel Nuovo
Messico, alcuni ricercatori di tre importanti società giapponesi:
•Kansai Electric Power Co., Inc., Osaka,
•Mitsubishi Heavy Industries, Ltd., Tokio,
•NEWJEC Inc., Osaka,
ad ulteriore dimostrazione dell’interesse che questo campo di ricerche suscita in
Giappone, hanno presentato uno schema di impianto HDR (qui riportato) con il
quale ritengono sia possibile ricavare 55 MWe per 20 anni da 3,14 km3 di rocce
calde secche poste a temperatura superiore a 250 °C.
Previsione che può essere facilmente ottenuta anche considerando che le calorie
teoricamente estraibili da 1 km3 di rocce con densità 2,65 g/cm3 (come il granito) portate a
40°C sono uguali a 1,9 x 1016, corrispondenti a 22 milioni di MWh. Questo ci consentirebbe
di alimentare un impianto geotermico da 17,4 MWe per 20 anni, considerando un rapporto
MWe/MWt pari a circa 1:7 come da valori noti di efficienza netta dell’impianto per queste
temperature dei fluidi.
Gli esperimenti condotti dal Los Alamos Lab a Fenton Hill, per conto del DOE (Department Of
Energy statunitense), si sono sviluppati in due fasi:
nella prima sono stati perforati due pozzi profondi circa 3 km che, collegati
idraulicamente tra loro mediante fratturazione (con acqua a forte pressione) delle rocce a 190°C
tra essi interposte, hanno permesso di creare un serbatoio geotermico artificiale da 3-5 MWt con il
quale si è alimentata una piccola centrale geotermoelettrica da 60 kWe;
nella seconda fase, iniziata nel 1980 e terminata nel 1995, sono stati perforati altri due
pozzi (profondi 4,3-4,7 km) e creato un nuovo serbatoio geotermico, in rocce a 325°C, con una
potenza di circa 35 MWt (circa 4,8 MWe).
Tra il 1992 e il 1993 è stato condotto un test di lunga durata con pompaggio a flusso costante
di 6,5-8,2 l/s di fluidi e a pressioni comprese tra 26,6 e 27,3 MPa (262,5-269,4 Atm o 271,2-278,4
kg/cm2) ritenute, sulla base delle misure di sismicità indotta nel serbatoio, essere le più alte
mantenibili senza causare un aumento del volume del serbatoio. I fluidi riscaldati di ritorno
presentavano a boccapozzo una pressione caratteristica di 9,7 MPa, una portata pari a 5,7-7,7 l/s e
temperature comprese tra 184°C e 190°C.
Sono stati anche condotti alcuni test con parametri di iniezione e produzione ciclici variati
intenzionalmente allo scopo di dimostrare come fosse facile aumentare rapidamente la potenza
estratta dal serbatoio per venire incontro ad improvvisi aumenti di domanda elettrica. Il test di lunga
durata è stato indubbiamente un successo poiché ha potuto dimostrare che l’impianto realizzato
nella Phase II di Fenton Hill può funzionare di routine per produrre significative quantità di energia:
in 9 mesi di funzionamento a parametri costanti sono stati estratti circa 80 miliardi di BTU (2 x 1012
cal) senza che si verificasse nessuna diminuzione apprezzabile della temperatura dei fluidi risaliti a
boccapozzo.
Malgrado tanto fervore nella ricerca e nella sperimentazione di tecnologie per lo
sfruttamento delle rocce calde secche, a tutt’oggi, ad oltre 30 anni dall’avvio del
progetto Fenton Hill, non si vedono però prospettive immediate di un passaggio alla
fase di industrializzazione. Vediamo cosa lo impedisce.
Per l’impianto HDR da 75 MWe, inizialmente in progetto a Fenton Hill (New
Mexico - USA), era stata preventivata una spesa totale (a moneta 1983) di 206,4
milioni di $ (2,75 Mln$/MWe installato), con le perforazioni incidenti per oltre il 55%.
Costo di un impianto da 75 MWe
(da progetto iniziale Fenton Hill)
Milioni di $ (valuta 1983)
120
100
80
60
40
20
0
1
2
3
4
5
VOCI DI COSTO
1 = Esplorazione geofisica; 2= acquisto del
sito; 3= im piantistica; 4 = perforazioni; 5 =
attrezzature di fratturazione
Valutazione, questa, che è
risultata fortemente errata per
difetto
in
quanto
nella
ridimensionata Fase II, per
realizzare un serbatoio da 35 MWt
sono stati perforati tre pozzi lunghi
in totale 8,9 km, costati circa 20
Mln$ (equivalenti a 43,8 Mln$ di
oggi)! (valori ottenuti dal sito
http://www.measuringworth.com/us
compare/relativevalue.php)
Considerato che da 35 MWt si
possono ottenere non più di 4,8 MWe, a
Fenton Hill si è giunti, già con la sola voce
perforazioni, a ben 4,2 Mln$/MWe installato
(9,2 Mln$/MWe a moneta 2012).
Per tentare di ovviare al problema dei
forti costi di perforazione, nel 1994 è stato
avviato negli Stati Uniti il programma
NADET: National Advanced Drilling and
Excavation Technologies.
Risultò da subito evidente che
difficilmente da esso potessero emergere
soluzioni tecniche tali da portare la
perforazione di pozzi lunghi 4-5 km dai circa
14 Mln$ attuali ai 2-3 Mln$ necessari per
rendere competitivo un impianto HDR con
schema tipo Fenton Hill. E questo con il
semplice ragionamento che se ci fosse
stata una sola possibilità l’avrebbero da
tempo messa in atto in campo petrolifero
grazie
alle
immense
disponibilità
economiche e tecniche in loro possesso.
È importante inoltre considerare che gli impianti HDR fin qui realizzati
hanno costi elevati anche a causa delle loro modeste potenze.
La NEDO giapponese ipotizza infatti una riduzione del 70% del costo
del kWh ottenibile da impianti HDR da 200-250 MWe rispetto a quello
prodotto da serbatoi di pochi MWe (tipo Fenton Hill, USA e/o di Soultz-sousForêts, Francia).
STIMA DEL COSTO DEL kWh PRODUCIBILE DA IMPIANTI HDR
(fonte: NEDO, Tokyo - 1995)
40
35
Yen/kWh
30
25
20
15
10
-0,2957
y = 64,345x
5
0
0
50
100
150
MWe
200
250
300
Lo schema DS:HDR
Se si volesse realizzare un impianto HDR da 1000 MWe con lo schema applicato a
Fenton Hill, si dovrebbero perforare 800-900 pozzi, da distribuire su un’area vasta almeno
80-100 km2.
Il progetto è evidentemente irrealizzabile sia per l’inaccettabile impatto territoriale ed
ambientale che verrebbe indotto su tale area, sia per i circa 11 Mld di euro richiesti per
l’esecuzione delle sole perforazioni (9,5 miliardi dei quali, tra l’altro, per realizzare tratti non
produttivi).
Superficie
occupata:
80-100 km2
4-5
km
Tratti produttivi
Tratti improduttivi
SCHEMA FENTON HILL, CON POZZI CHE PARTONO DALLA SUPERFICIE AVENTI TRATTI IMPRODUTTIVI PARI AD
OLTRE I 9/10 DELLA LORO LUNGHEZZA
superficie
4-5 km
SCHEMA DI IMPIANTO DS:HDR CON UN POZZO DI GRANDE DIAMETRO E GALLERIE ORIZZONTALI DA CUI SI DIPARTONO SOLO
TRATTI PERFORATI PRODUTTIVI
SCHEMA DS:HDR CON GALLERIE DISPOSTE SU UN UNICO LIVELLO. LE PERFORAZIONI DIRETTE VERSO
L’ALTO SERVONO PER RACCOGLIERE IL FLUIDO RISCALDATO, QUELLE VERSO IL BASSO PER INVIARLO
NELL’AMMASSO ROCCIOSO CALDO CIRCOSTANTE
MINIERA D’ORO DI FREEGOLD NELL’ORANGE STATE (SUDAFRICA)
Ad esempio, a Freegold, luna delle più grandi miniere d’oro del mondo (oltre 10.000 t/giorno di materiale estratto), il filone aurifero è
raggiunto proprio mediante un grande pozzo (shaft) verticale e varie gallerie sub-orizzontali che si diramano da esso.
Il pozzo verticale della miniera di Freegold è costituito da due tronconi in quanto condizionato dalla inclinazione
del filone aurifero (in giallo), giunge attualmente ad oltre 3,9 km di profondità).
VENA AURIFERA E SCHEMA DEGLI SCAVI NELLA MINIERA DI FREEGOLD
IMMAGINI INTERNE DELLA MINIERA D’ORO DI FREEGOLD
CANADA - SHAFT LUNGO 1906 M, DI 7,63 M DI DIAMETRO
INTERNO DI UN POZZO VERTICALE DI GRANDE DIAMETRO DELL’INDUSTRIA MINERARIA SUDAFRICANA
COSTO DI UN POZZO DI GRANDE DIAMETRO PROFONDO 3000 METRI
Una prima valutazione fu presentata da Mr Mike BEVAN di Cementation Mining, Shaft
Sinking, Mining and Drilling Contracting Company nel 2000 (attualmente CM fa parte del
Gruppo Industriale sudafricano Murray & Roberts).
Un secondo esempio di valutazione tecnico-economica di massima è quello
presentato più recentemente da Mr Dirk STRACHAN di Murray & Roberts Cementation
Mining. In particolare l’ing. Mike Bevan, ha fornito nell’occasione - senza porre la minima
perplessità sulla fattibilità dell’opera richiesta - i tempi e i costi, attualizzati al 2012, in
US$ qui di seguito riassunti per la realizzazione di un pozzo di 10 m di diametro
profondo 3.000 m in Italia, che corrispondono ad un totale di 40,5 milioni €.
Durata complessiva dei lavori: 66 mesi
Fixed preliminary and general items
11.000.000
Time related P&G items
18.300.000
1st 1000 m
6.200.000
2nd 1000 m
6.800.000
3rd 1000 m
Cover drilling costs (84 x 25.143)
7.500.000
Sinking costs
TOTAL US$
2.900.000
52.700.000
COMPONENTI PRINCIPALI DELLO SCHEMA DI PROGETTO DS:HDR
Il Progetto DS-HDR per la produzione di Energia Geotermica prevede la realizzazione di
una serie di opere, sia in sotterraneo che in superficie, quali:
• un pozzo verticale profondo di grande diametro, oppure più pozzi, con una profondità
compresa tra i 3.000 e i 4.000 metri;
• un camerone di attacco alla base pozzo verticale di grande diametro;
• una rete di gallerie sub-orizzontali principali e secondarie;
• perforazioni produttive, realizzate dalle gallerie secondarie, necessarie alla immissione di
acqua fredda e alla successione captazione di fluidi caldi;
• impianto di ventilazione e raffreddamento degli ambienti sotterranei profondi;
• sistema interno di movimentazione del personale e dei materiali;
• sistema di sicurezza ed antincendio;
• sistema idraulico (tubazioni di raccordo alla superficie e pompe di spinta)
• impianti esterni di produzione e trasmissione di energia elettrica;
• impianti esterni di distribuzione del calore di risulta per usi civici e industriali.
Dimensionamento delle opere e degli impianti in sotterraneo
Il nuovo progetto geotermico “DS:HDR” nasce per dare innanzitutto soluzione
all’ostacolo principale che ha impedito nel 1995 il passaggio alla fase di industrializzazione
dell’impianto HDR di Fenton Hill: il costo elevato dell’impianto dovuto essenzialmente agli
alti oneri di perforazione (scalando ed attualizzando i dati statunitensi si aggirerebbero
intorno a circa 11 miliardi di euro necessari per le 800-900 perforazioni necessarie per
realizzare un serbatoio artificiale HDR in grado di sostenere un impianto elettrico da 1.000
MWe).
Abbiamo visto nei capitoli precedenti come sia possibile sostituire la parte improduttiva
di dette perforazioni (cioè circa i 4/5 superiori del tratto perforato) con un solo pozzo
verticale di grande diametro profondo 3-4 km, per di più annullando il forte impatto
ambientale delle perforazioni non tenuto in considerazione dagli statunitensi, e con una
serie di gallerie sub-orizzontali.
DIMENSIONAMENTO DEGLI SCAVI
Lunghezza del pozzo verticale (shaft) (d = 12 m)
Lunghezza totale delle gallerie (d = 4,5 m)
Pozzi per alloggiamento tubazioni principali (d = 2 m)
Perforazioni (d = 0,3 m)
Volume totale degli scavi (452.000 + 795.000 + 25.000 + 18.000)
.
4.000 m
50.000 m
8.000 m
250.000 m
1.290.000 m3
Costi previsti per gli scavi e per il loro condizionamento
Data, come visto precedentemente, per scontata la fattibilità del pozzo e delle gallerie
con opportuni accorgimenti, i costi attualmente prevedibili sono di gran lunga inferiori agli
11 miliardi di euro sopra richiamati per le perforazioni secondo lo schema Fenton Hill. Le
valutazioni ricevute negli anni da Mr. Mike Bevan e da Mr. Dirk Strachan della Cementation
Mining (poi assorbita dalla Murray & Robinson Cementation) per gli scavi di pozzo e
gallerie, quelle di Mr. Martin Thom del CSIR (Council for Scientific and Industrial Research
– Mining Technology - Republic of South Africa) per gli impianti di condizionamento degli
scavi sotterranei e l’esperienza dell’autore del presente documento consentono di
affermare, anche se questo compito va demandato allo studio di fattibilità, che essi
dovrebbero aggirarsi intorno agli 800 milioni di euro, così suddivisi:
Pozzo verticale di grande diametro
Gallerie e camere di lavoro
Perforazioni terminali
Isolamento termico degli scavi
Impianto di condizionamento
Ventilatori
Totale
150.000.000
280.000.000
150.000.000
75.000.000
150.000.000
5.000.000
__________
800.000.000 €
800 milioni in confronto agli 11 miliardi sopra detti costituiscono un risparmio
considerevole e probabilmente decisivo per rendere economicamente appetibile un
impianto a rocce calde secche nel caso si usi la tecnologia DS:HDR qui proposta invece di
quella fin qui utilizzata a Fenton Hill (e nel mondo) negli esperimenti su rocce calde secche.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
FASI DI REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO DS:HDR, SOTTO E INCIDENZA % DEI SINGOLI COSTI SUL TOTALE, SOPRA
Costi previsti per la centrale elettrica di superficie
Relativamente agli investimenti necessari per un impianto a fluido binario (la tipologia di
impianto più idonea per un progetto “DS-HDR”), ipotizzando di utilizzare torri di
raffreddamento a secco (condensazione del fluido organico effettuata con scambiatori ad aria,
che è oltretutto una tecnologia già in uso), l'investimento per la parte "power plant" è di circa
2,5 Milioni di $/MW, se si fa riferimento ai costi attuali di impianti geotermici nel mondo.
Nel nostro caso gli investimenti per le tubazioni di trasporto fluido in superficie sono
trascurabili poiché la centrale sarà localizzata in prossimità del pozzo di grande diametro e le
tubazioni si svilupperanno nel sottosuolo.
Va però notato che sono riferiti non ad un singolo impianto di grossa taglia ma ad un
impianto ottenuto accoppiando una seri e di moduli ognuno dei quali con potenza di 5-10
MWe.
È evidente che se si progettasse un impianto singolo di grossa taglia si otterrebbero
riduzioni consistenti dei costi per l'effetto scala; nel caso quindi di un impianto “DS-HDR” da
diverse centinaia di MW è già ora ragionevole prevedere, per la parte impiantistica, una
riduzione dei costi valutabile intorno in almeno il 50% dei costi della centrale/MW installato
stimati accoppiando moduli da 50 MW.
Nell’ottica, quindi, di sviluppare un progetto per capacità installata dell’ordine di qualche
centinaio di MW concentrati in un sito specifico, l’effetto scala permetterà di ridurre
sensibilmente i costi di installazione di una centrale a fluido binario fino a valori stimabili in
circa 1,2 – 1,5 MUS$/MWe, ovvero circa pari a 1,0-1,3 milioni di euro/MWe.
Costi complessivi e ritorni previsti per un impianto da 1000 MWe
con tecnologia DS:HDR
Da quanto detto è pertanto possibile che un impianto di grossa taglia, da 1.000
MWe, sostenuto da un serbatoio geotermico artificiale in rocce calde secche secondo lo
schema “DS:HDR”, possa giungere a costare con una stima alquanto prudenziale tra
1,5 e 2 miliardi di euro.
Risultato estremamente promettente se, come detto, con lo schema Fenton Hill un
impianto di queste dimensioni sarebbe costato oltre 11 miliardi di euro già per le sole
perforazioni.
I costi di generazione attesi per un impianto a tecnologia DS:HDR, anch’essi
ovviamente da provare con apposito studio di fattibilità, dovrebbero aggirarsi intorno a
quelli degli impianti oggi più convenienti (carbone polverizzato, geotermico tradizionale
e impianti a gas a ciclo combinato) e quindi a circa 50 €/MWh (5 centesimi di €/kWh),
se non addirittura inferiori.
Una valutazione di massima dei ritorni di un eventuale investimento di questo tipo,
considerata la distribuzione percentuale dei costi nei circa 8 anni necessari per
realizzarlo come indicato, una vita utile di circa 25 anni (molto conservativa), circa 100
addetti per il suo esercizio e la possibilità di accedere agli incentivi previsti (certificati
verdi...), indica, allo stato attuale di tasse ed interessi, un TIR estremamente appetibile,
compreso tra il 13 e il 15%.
QUANTI IMPIANTI DS:HDR DA 1.000 MWe POTREBBERO ESSERE
FATTI IN ITALIA?
Abbiamo visto che sarebbe possibile, già ora con le tecnologie esistenti, per di più italiane,
realizzare impianti geotermici di grossa taglia con lo schema DS:HDR altamente competitivi
con altre forme di produzione di energia. Ma quanti se ne potrebbero fare?
Solo per dare un’idea della potenzialità complessiva attualmente stimabile dall’estensione
delle aree italiane ad alto flusso con rocce crostali a temperature ottimali per il progetto
(poste a meno di 5 km dalla superficie), si ricava che tale estensione sia di circa 35.000
km2, in molta parte rientranti nel distretto termico della fascia tirrenica tosco-laziale.
Con un’estensione di questa entità (comprendente anche parte della piattaforma
continentale), e tenendo conto che potrebbe essere realizzato un serbatoio artificiale
secondo lo schema DS:HDR in grado di alimentare per 25-30 anni un impianto geotermico
da 1.000 MWe ogni 100 km2, sarebbe possibile ricavare nel nostro Paese una potenza
geotermica complessiva pari a 350.000 MWe.
Potenza incredibile (se fosse dimostrabile con lo studio di fattibilità suddetto), ottenibile a
costi altamente competitivi rispetto a qualunque altra forma di energia e nel pieno rispetto
dell’ambiente e con tecnologie/maestranze esistenti in Italia, pari a ben 5 volte quella
massima richiesta dalla rete di energia elettrica in Italia. Ed incredibilmente pari a quasi il
doppio dell’intera energia primaria complessiva che serve al nostro Paese per il
funzionamento del sistema trasporti, industria, agricoltura ed usi civili (riscaldamento,
illuminazione, condizionamento…).
CARTA DEL FLUSSO
TERMICO IN ITALIA IN
mW/m2
RISPOSTA AL TEMA DEL CONVEGNO
La tecnologia DS:HDR può rendere anche alternativa (al petrolio) una
fonte di energia rinnovabile come la geotermia sfruttando le immense quantità
di calore racchiuse nelle rocce crostali poste fino a profondità di 6-7 km dalla
superficie
Ma c’è un però…
È necessaria una verifica di questo risultato fatta, come si fa per
qualunque impianto, anche il più collaudato, e quindi in particolare per uno
altamente innovativo come quello proposto, mediante l’esecuzione di uno
studio di Fattibilità tecnico-economica che richiederebbe il lavoro di 50-60
esperti per 3 anni dal costo complessivo di una quindicina di milioni di euro.
Compito da affidare ad una società appositamente costituita e finanziata,
dato l’alto rischio iniziale dell’investimento, anche dalle istituzioni statli
interessate (ambiente e sviluppo economico)
MISSIONE DELLA NUOVA SOCIETÀ
A. Sviluppare lo schema di impianto di grossa taglia DS:HDR (Deep Shaft:Hot Dry Rocks) per lo
sfruttamento delle rocce calde secche ad un primo livello di Pre-fattibilità tecnico-economica
B. Definire e dimensionare le possibili geometrie di scavi (pozzo/i di grande diametro, gallerie,
sondaggi) per varie taglie di impianto e per diverse condizioni geologiche unitamente alle
relative tecnologie ottimali di scavo, di movimentazione materiali e mezzi, logistiche e di
protezione delle maestranze…
C. Definire e dimensionare l’impianto idraulico (pompe e tubazioni) di raccordo tra perforazioni e
centrale geotermoelettrica esterna
D. Definire layout (bello) dell’impianto e dimensionare le varie componenti (scambiatore a ciclo
binario, turbine, generatore, stazione elettrica oltre all’impianto di erogazione di calore per usi
civili, agricoli e industriali)
E. Individuare le aree ottimali per realizzare impianti geotermici con schema DS:HDR ed eseguire
una prima localizzazione di massima per la realizzazione di un primo impianto completo
F. Proteggere mediante brevetto internazionale il brevetto e la domanda di dotazione unitamente a
tutte le innovazioni progettuali via via ottenute nel corso delle fasi A, B, C, D ed E precedenti
G. Condurre adeguate campagne informative miranti a raccogliere consenso nell’opinione pubblica
su questa fonte energetica ed interesse da parte di potenziali investitori/acquirenti del progetto
53
di pre-fattibilità o di brevetti di singole parti di esso
PERSONALE E TEMPI NECESSARI L’ESECUZIONE DI UNO STUDIO DI
FATTIBILITA’ COMPLETO
• È previsto l’impiego per 3 anni di 50-60 esperti così organizzati:
Strategia e
controllo
PROJECT
MANAGER
Segreteria e
amministrazione
Geometrie
DS:HDR
Comunicazione e
partecipazione
dei cittadini
Ingegneria
Civile
Geologia
e geofisica
Impiantistica
Lay-out ed
estetica
Scambiatore e
turbine
Sicurezza e
Protezione
Tecnologie
di scavo
Strutturale e
serbatoi profondi
Rivestimenti
atermici
Automazione
Logistica
sotterranea
Fisica del
serbatoio
Mineraria
Gallerie
Opere civili
e logistica
Stimolazione
fratturazione
Geomeccanica
Shaft
Pompe e
argani
Geofisica
Perforazioni
Tute
atermiche
Condotte in
pressione
Idrogeologia
Caverne
Soccorso
Smarino
Legale
Studi di
impatto
Stazione
elettrica
Opere
idrauliche
Ambiente
Aerazione/Cli
matizzazione
Monitoraggio
Normativa
finanziam. UE
Procedure
autorizzative
Protezione
brevetti
54
STUDIO DI PRE-FATTIBILITA’
personale e tempi necessari l’esecuzione di uno studio preliminare a quello di
Fattibilità tecnico-economica
Lo studio di fattibilità completo richiederebbe un impegno inizialmente troppo oneroso, anche se sarebbe perfetto per
raccogliere consenso e adesioni in borsa.
Questo si può inizialmente sostituire con uno studio preliminare o di pre-fattibilità, che sfruttando il lavoro condotto
dall’autore negli ultimi 10 anni (spesso con l’aiuto a titolo amichevole di colleghi esperti di progettazioni di impianti
e valutazione dei costi di funzionamento) dell’Enel, può portare in circa 1 anno e mezzo e al costo complessivo di
1,5-2 milioni di euro ad un prodotto che potrebbe essere utilizzato per lo scopo.
Si dovrebbero dare alcuni incarichi a società o studi esperti nei seguenti settori:
-
Scavi in sotterraneo e relativi sistemi logistici e di condizionamento, come quelli sudafricani
-
Impiantistica idrica per grossi impianti
-
Fisica dei serbatoi geotermici
-
Impiantistica di centrali geotermoelettriche di grossa taglia
-
Impatto ambientale
-
Immagine/pubblicità/raccolta del consenso
-
Gestione legale dei brevetti.
La società potrebbe avere 4-5 persone che gestiscono e coordinano gli incarichi e i risultati ottenuti
55
FRASI
MOLTO
UTILI ...
"E' assurdo pensare che una locomotiva possa andar più veloce di una
carrozza a cavalli." The Quarley Review, (Gran Bretagna), 1825.
“Proposta inutile, ridicola e indecente...”
...opinione espressa sul Mannheimer Zeitung in merito
all’automobile brevettata da Karl Benz (brev. N. 37435 per un
veicolo a 3 ruote a propulsione autonoma del 29/1/1886).
“La radio non ha alcun futuro”
Lord KELVIN, fisico, Presidente della
Royal Society Britannica, 1897.
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. . . P E R AIUTARE A D E C I D E R E
"Tutti sanno che una cosa è impossibile da realizzare, finché
arriva uno che non lo sa e la inventa" .ALBERT
EINSTEIN
Che cosa se ne potrebbe mai fare la mia società di un
giocattolino come il telefono? W. ORTON, Presidente della
Western Union, nell’esaminare l’offerta di G. BELL
"Penso che nel mondo ci sia mercato forse per
quattro o cinque computer." Thomas Watson,
presidente dell’Ibm, 1943.
La televisione è destinata a non avere alcun mercato.
D.F. ZANUCK, capo della 20th Century Fox, 1949
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Le nuove scoperte passano attraverso 3 fasi:
- dapprima vengono ridicolizzate,
- poi vengono duramente attaccate,
- ed infine vengono accettate come ovvie
(da Arthur Schopenhauer, leggermente adattata).