Un impianto a sali fusi mostra perché il solare termodinamico nel Gobi cinese può integrare fotovoltaico, reti e accumuli anche di lunga durata

A Dunhuang, nella provincia cinese del Gansu, il paesaggio arido del Gobi è diventato un laboratorio industriale per una domanda centrale della transizione energetica: come produrre elettricità rinnovabile anche quando il sole non c’è più. La risposta non passa soltanto da batterie elettrochimiche o da nuove celle fotovoltaiche, ma da un’architettura più vicina alle centrali termiche tradizionali: una torre, migliaia di specchi mobili, un fluido caldo, una turbina a vapore e un sistema di accumulo termico.

L’impianto Shouhang Dunhuang da 100 megaWatt è una delle installazioni più osservate della Cina nel campo del solare termodinamico a concentrazione. È entrato in esercizio alla fine del 2018 e ha raggiunto il funzionamento a pieno carico nel giugno 2019. La sua caratteristica più rilevante non è la potenza nominale, inferiore a quella dei grandi parchi fotovoltaici che ormai superano facilmente il gigaWatt, ma la capacità di trasformare l’irraggiamento solare in calore immagazzinabile. In altre parole, l’impianto non produce soltanto elettricità: conserva energia sotto forma termica per usarla quando la rete ne ha bisogno.

Secondo i dati tecnici disponibili, la centrale utilizza poco meno di 12 mila eliostati, cioè specchi orientabili che seguono il Sole e concentrano la radiazione verso un ricevitore collocato in cima a una torre alta 260 metri. Il campo solare ha una superficie riflettente complessiva di circa 1,38 milioni di metri quadrati. La radiazione concentrata riscalda una miscela di sali fusi, composta da nitrato di sodio e nitrato di potassio, portandola a temperature nell’ordine dei 550 gradi Celsius. A quel punto il calore viene conservato in grandi serbatoi e usato per generare vapore, muovendo una turbina da 100 megaWatt.

La differenza rispetto al fotovoltaico è sostanziale. Il fotovoltaico converte direttamente la luce in elettricità, mentre il concentrated solar power, o CSP, lavora come una filiera termica. Questa apparente complessità è anche il suo punto di forza: l’accumulo non è un’aggiunta esterna, ma una parte integrata del progetto. Nel caso di Dunhuang, la durata di stoccaggio dichiarata è di 11 ore, un valore sufficiente per spostare parte della produzione nelle ore serali o notturne e per rendere l’impianto più interessante in ottica di stabilità di rete.

Gli specchi del Gobi trasformano la luce in calore utile

L’innovazione dell’impianto non consiste nell’invenzione di una tecnologia completamente nuova. Le centrali solari a concentrazione esistono da decenni e hanno avuto applicazioni rilevanti in Spagna, negli Stati Uniti, in Medio Oriente e in Nord Africa. La specificità di Dunhuang è piuttosto industriale: dimensione, integrazione locale della filiera, apprendimento operativo in condizioni climatiche difficili e costruzione di competenze nazionali in una tecnologia che richiede molta ingegneria di sistema.

Ogni eliostato del campo solare ha una superficie riflettente superiore a 115 metri quadrati ed è composto da più facce specchiate. Il suo compito è semplice da descrivere ma complesso da eseguire: deve orientarsi con precisione, compensare vento, polvere, deformazioni termiche e variazioni stagionali, mantenendo il raggio concentrato sul ricevitore. In una centrale di questo tipo, pochi milliradianti di errore possono ridurre l’efficienza complessiva. Per questo il controllo degli specchi è una componente decisiva della ricerca e sviluppo applicata al CSP.

Il paper tecnico pubblicato negli atti SolarPACES sottolinea che il sito è caratterizzato da clima continentale arido, bassa piovosità, ampie escursioni termiche e terreno quasi privo di vegetazione. Sono condizioni favorevoli per l’irraggiamento e per la disponibilità di spazio, ma difficili per l’esercizio. La polvere riduce la riflettività degli specchi, il freddo impone attenzione al rischio di solidificazione dei sali, il vento influenza la sicurezza del campo solare. L’impianto, quindi, non è soltanto un oggetto energetico: è una macchina di manutenzione continua.

Il sistema di accumulo utilizza circa 30 mila tonnellate di sali fusi. La logica è quella di una batteria termica su scala industriale: durante le ore di forte insolazione i sali vengono riscaldati e conservati in un serbatoio caldo; quando serve produrre elettricità, il calore viene trasferito a un circuito acqua-vapore. La scelta di 11 ore di stoccaggio non è casuale. Gli autori del lavoro tecnico spiegano che aumentare il tempo di accumulo consente di ridurre l’energia solare sprecata quando i serbatoi sono pieni, ma accresce anche i costi di sale e contenitori. L’ottimo economico nasce dunque da un compromesso tra disponibilità, prezzo dell’elettricità e investimento iniziale.

Questa dimensione di compromesso è importante per evitare letture semplificate. Il CSP non sostituisce automaticamente il fotovoltaico e non compete ovunque alle stesse condizioni. Ha bisogno di elevata radiazione solare diretta, grandi superfici, componenti meccanici affidabili e competenze operative. Tuttavia può offrire un servizio diverso: energia rinnovabile programmabile, utile nelle ore in cui i pannelli non generano e la domanda resta alta.

I dati tecnici raccontano un progetto utile ma non perfetto

I numeri di Dunhuang sono spesso citati in modo molto assertivo: più di 390 mila megawattora annui stimati in alcune schede industriali, riduzione potenziale di circa 350 mila tonnellate di CO2 all’anno e una superficie complessiva vicina a 7,8 chilometri quadrati. Il lavoro tecnico firmato da Wenbo Huang, Jun Xiao, Fuguo Liu e Zhipeng Qi offre però una lettura più articolata. Il valore di progetto indicato è pari a 351,6 milioni di chilowattora annui, con un fattore di capacità progettuale del 40,13 per cento, un investimento finale di circa 2,8 miliardi di yuan e un costo livellato dell’elettricità stimato in 0,83 yuan per chilowattora.

La distinzione tra potenziale, progetto e produzione effettiva è centrale. Nei primi anni di funzionamento la centrale ha aumentato progressivamente la generazione, passando da 86,7 milioni di chilowattora nel 2019 a 136,9 milioni nel 2020, 200,2 milioni nel 2021 e 197,4 milioni nel 2022. Nei dati pubblicati, la produzione reale si colloca intorno al 60 per cento del valore di progetto. Non è un dettaglio secondario: mostra che la tecnologia funziona, ma anche che il suo rendimento industriale dipende da messa a punto, manutenzione e affidabilità dei sottosistemi.

Tra i problemi segnalati figurano la lunga fase iniziale di eliminazione dei difetti, la necessità di rivedere il metodo di correzione dell’errore di inseguimento degli eliostati, la pulizia del campo solare e una criticità nella turbina a vapore emersa nel 2022. Quest’ultima ha costretto l’impianto a operare a carico ridotto, con conseguenze sulla capacità di usare in modo efficiente il calore accumulato nei serbatoi. Anche il consumo ausiliario dell’impianto, indicato tra l’8,5 e il 10 per cento su base annua, ricorda che una centrale termodinamica è una struttura complessa, non un semplice campo di specchi.

Questa è forse la parte più interessante dal punto di vista dell’innovazione: Dunhuang non va letto come un monumento tecnologico, ma come un impianto dimostrativo che produce dati, errori, correzioni e competenze. Gli autori indicano, fra le lezioni apprese, l’importanza della pulizia meccanizzata degli specchi, l’influenza delle deformazioni da temperatura e gravità, l’utilità di telecamere installate sulla torre per calibrare il campo solare e la necessità di incrementare l’automazione delle procedure di preriscaldamento e riempimento dei sali.

“L’impianto ha resistito alla prova del funzionamento nelle condizioni ambientali più dure e nelle diverse stagioni: questo significa che può essere ampiamente utilizzato nelle aree nord-occidentali”,

ha dichiarato Huang Wenbo, vice presidente di Beijing Shouhang.

La dichiarazione, riportata nel 2019 dopo il raggiungimento della piena potenza, va interpretata nel suo contesto. Non afferma che il modello sia replicabile ovunque, ma che può trovare spazio nelle regioni con forte radiazione solare diretta, disponibilità di suolo e domanda di generazione stabile. In questo senso, la geografia resta una variabile tecnologica.

Il ruolo della Cina nel ritorno del solare termodinamico

Il caso Dunhuang si inserisce in una strategia più ampia della Cina, che negli ultimi anni ha sviluppato grandi basi energetiche ibride, combinando fotovoltaico, eolico, accumuli e CSP. L’obiettivo non è soltanto aumentare la potenza installata, ma gestire in modo più flessibile l’elettricità rinnovabile. Con una quota crescente di produzione variabile, le reti hanno bisogno di risorse capaci di modulare l’uscita, assorbire surplus e contribuire alla continuità del servizio.

Secondo REN21, nel 2024 sono stati collegati alla rete 350 megawatt di nuova capacità CSP nel mondo, di cui 250 megaWatt in Cina. Lo stesso quadro indica un portafoglio cinese di circa 8,1 gigawatt in varie fasi di sviluppo, costruzione o messa in servizio alla fine del 2024. Sono numeri ancora piccoli rispetto al fotovoltaico, che in Cina ha raggiunto scale di tutt’altro ordine, ma segnalano un cambio di funzione: il CSP non è il protagonista quantitativo della generazione solare, bensì uno degli strumenti per renderla più gestibile.

La competizione con fotovoltaico e batterie resta il nodo economico principale. I moduli solari hanno visto una forte riduzione dei costi e le batterie al litio-ferro-fosfato stanno diventando più convenienti per molte applicazioni di breve e media durata. Il CSP deve quindi dimostrare valore nei casi in cui lo stoccaggio termico di lunga durata, la produzione serale, la stabilità di rete e l’integrazione con processi industriali ad alta temperatura possono compensare la maggiore complessità impiantistica.

Per il settore industriale, l’esperienza di Dunhuang suggerisce tre implicazioni. La prima riguarda la filiera: specchi, ricevitori, serbatoi, sali, valvole, pompe, turbine e software di controllo compongono un ecosistema manifatturiero specializzato. La seconda riguarda l’apprendimento: ogni impianto operativo produce conoscenza su manutenzione, degrado, pulizia e automazione. La terza riguarda i modelli di business: l’elettricità prodotta quando il fotovoltaico cala può avere un valore di sistema diverso rispetto all’energia generata nelle ore centrali del giorno.

In questo quadro, il CSP può diventare una tecnologia complementare alle rinnovabili più diffuse. Non perché sia universalmente più economico, ma perché risponde a una parte diversa del problema energetico. La sostenibilità non dipende soltanto dalla quantità di energia pulita prodotta, ma anche dalla sua disponibilità temporale, dalla prevedibilità e dalla capacità di ridurre il ricorso a centrali fossili di riserva.

Dal progetto dimostrativo alla filiera dell’accumulo termico

La lezione più utile di Dunhuang riguarda il passaggio dalla tecnologia alla filiera. Una centrale a sali fusi non è un prodotto modulare da installare in serie con la stessa rapidità di un campo fotovoltaico. È un’infrastruttura ingegneristica che richiede progettazione locale, gestione del rischio, catene di fornitura affidabili e personale formato. Proprio per questo, se riesce a scalare, può generare competenze industriali difficili da replicare rapidamente.

Il tema interessa anche l’Europa, il Medio Oriente, il Nord Africa, l’Australia e l’America Latina, aree dove l’irraggiamento diretto può essere elevato e dove la domanda di accumulo di lunga durata è destinata a crescere. Il valore potenziale non riguarda solo l’elettricità. I sali fusi e altri sistemi di accumulo termico possono entrare anche in configurazioni ibride, in impianti industriali, nella produzione di calore di processo e in futuri cicli a CO2 supercritica, ambito su cui diversi centri di ricerca e sviluppo stanno lavorando per aumentare l’efficienza.

Per le imprese energetiche, il punto non è scegliere una tecnologia simbolica, ma costruire portafogli coerenti: fotovoltaico dove serve generare a basso costo durante il giorno, batterie dove occorre risposta rapida, pompaggi idroelettrici dove la geografia lo consente, accumulo termico dove il calore può essere conservato a costi industrialmente accettabili. È una logica da Affari e Business Development, oltre che da ingegneria.

Dunhuang non dimostra che il futuro dell’energia sarà dominato dalle torri solari. Dimostra qualcosa di più specifico e, forse, più utile: la transizione richiederà tecnologie diverse, integrate in modo intelligente, con una forte attenzione alla manutenzione, ai costi reali e alla qualità dei dati operativi. Il suo fascino visivo è evidente, ma la parte davvero innovativa è meno spettacolare: un sistema industriale che impara a trasformare luce, calore e tempo in elettricità programmabile.

È qui che il progetto cinese assume un significato più ampio per la sostenibilità e per il cambiamento climatico. Non basta installare capacità rinnovabile: bisogna renderla utilizzabile quando serve, nelle ore critiche e con reti sempre più sollecitate. La torre di Dunhuang, con i suoi specchi nel deserto e i suoi sali caldi dopo il tramonto, racconta proprio questa fase della transizione: meno promessa, più ingegneria.

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