Pannelli solari lungo i canali, il modello Californa è compatibile con l’Umbria ricca d’acqua?

Ciò che domani potrà essere percepito come talmente normale fino al punto di sembrare banale, oggi potrebbe suonare come fantastico, se non utopistico. Ma ogni rivoluzione presenta questa caratteristica ed è fuori discussione che quelle in atto, sull’energia, sono le principali che interrogheranno le generazioni e il pianeta. In quest’ ottica bisogna misurarsi con le migliori pratiche già in corso lungo il pianeta, provando a stabilire se ci sono o meno connessioni con il proprio territorio di riferimento. Se ad esempio prendiamo a riferimento il ‘Solar over canal’, il modello di copertura dei canali di irrigazione a cielo aperto… realizzati in California, con benefici plurimi non soltanto in campo energetico, ci accorgiamo che è possibile stabilire connessioni con il nostro territorio. Ma, con qualche ‘ma’, appunto, che vedremo qui di seguito.

Premettiamo innanzitutto che anche questa innovazione nasce in California nella patria della Silicon Valley, per intenderci, dove il fotovoltaico viene fatto passare sopra i canali artificiali che portano l’acqua alle campagne. E’ un modello esportabile in Umbria? Qui i canali a cielo aperto realmente adatti a essere coperti sono probabilmente una parte molto limitata della rete irrigua. Il ‘ma’ che dicevamo poc’anzi è strettamente collegabile a un modello ibrido, che potremmo definire ‘umbro’ e che cioè mette insieme l’intera infrastruttura compatibile del sistema idrico della nostra regione. È dalla combinazione tra canali e bacini, entrambi artificiali – quindi più adatti all’allocazione di impalcature, ponteggi, montanti che ospitano i pannelli – come tra solare e idroelettrico, che potrebbe nascere un ‘modello umbro’ ibrido, di ‘produzione solare sull’acqua’.

In California il Project Nexus ha appena trasformato questa idea in un impianto reale. Il progetto, finanziato con 20 milioni di dollari, ha installato 1,6 Mw di fotovoltaico sopra alcuni tratti dei canali del Turlock irrigation district. Le strutture vengono montate sulle sponde e sostengono i pannelli sopra il corso d’acqua, lasciando libero il passaggio dell’acqua e consentendo l’accesso per manutenzione. Il progetto sta verificando contemporaneamente produzione elettrica, riduzione dell’evaporazione e della vegetazione nei canali e costi di manutenzione.

È una soluzione che funziona però soltanto dove il canale presenta caratteristiche molto precise: sezione regolare, argini stabili, assenza di vegetazione invasiva, possibilità di realizzare fondazioni o sistemi di ancoraggio e sufficiente larghezza per rendere economicamente sensata la struttura. Non è quindi possibile prendere tutti i chilometri di rete irrigua e trasformarli in una potenziale centrale solare.

Il problema si vede bene guardando all’Umbria. Afor, l’Agenzia forestale regionale, gestisce circa 600 chilometri di reti irrigue: 350 nell’Alto Tevere Umbro e 250 nel comprensorio Medio Tevere-Trasimeno. Ma si tratta prevalentemente di condotte in pressione, alimentate anche dal sistema di Montedoglio, e non di canali a cielo aperto.

Per questo il dato dei 600 chilometri non può essere utilizzato come potenziale «solar canal». La parte effettivamente candidabile dovrebbe essere ricostruita attraverso il censimento delle opere a cielo aperto e una verifica tecnica tratto per tratto. È molto probabile, dunque, che il contributo dei canali umbri alla produzione fotovoltaica sia quantitativamente modesto.

È qui che il modello californiano può diventare, in Umbria, qualcosa di diverso: non soltanto pannelli sopra l’acqua che scorre, ma pannelli sull’acqua immagazzinata.

La tecnologia è quella del fotovoltaico galleggiante. I pannelli vengono assemblati su moduli galleggianti, generalmente in materiale plastico ad alta resistenza, collegati tra loro fino a formare vere «isole» fotovoltaiche. L’impianto viene poi ancorato al fondo o alle sponde con sistemi che devono permettere alla struttura di seguire le variazioni del livello dell’acqua. È un aspetto decisivo negli invasi destinati all’irrigazione, dove il livello può cambiare sensibilmente durante l’anno.

Un esempio italiano già operativo è quello di Venaus, in Piemonte, dove Enel ha integrato 2 Mw di fotovoltaico galleggiante con una centrale idroelettrica da 260 Mw. L’impianto solare è stimato produrre circa 2,6 Gwh all’anno. Il vantaggio non consiste soltanto nell’assenza di consumo di terreno: l’acqua contribuisce a mantenere più bassa la temperatura dei moduli e quindi a migliorarne la resa, mentre l’ombreggiamento riduce l’evaporazione. Che determina un risparmio d’acqua con possibilità di accumulo o di differente impiego.

La tecnologia non è più quindi un esperimento da laboratorio. In Italia sono già allo studio impianti galleggianti di dimensioni significative. Un progetto nel Pavese, per esempio, prevede 5 Mw su 6,6 ettari effettivamente utilizzabili di un bacino di 10,6 ettari.

Per fare un calcolo prudente sull’Umbria si può assumere come riferimento una densità di circa 1 Mw per ettaro di superficie effettivamente occupata dai pannelli. È un parametro utilizzato anche in studi recenti sul fotovoltaico galleggiante; impianti più compatti possono arrivare a valori superiori, ma dipendono dalla tecnologia e dalla configurazione.

Il primo bacino umbro da mettere sotto osservazione è quello della diga di Casanuova sul Chiascio, il lago di Valfabbrica per intenderci. Il bacino, a regime, interessa circa 9 milioni di metri quadrati, cioè 900 ettari. La sua funzione è strategica per l’approvvigionamento idrico, irriguo e civile dell’Umbria.

Naturalmente nessuno propone di coprire 900 ettari di acqua. Una copertura totale sarebbe tecnicamente, ambientalmente ed economicamente insostenibile. È molto più realistico ragionare su percentuali limitate della superficie e verificare successivamente i vincoli ambientali, idraulici, paesaggistici e gestionali. MA si tenga conto che qui verrebbero a determinarsi condizioni strategiche per l’ibridazione di solare con idroelettrico.

Se si prendesse come semplice scenario di calcolo l’1% del bacino, si avrebbero 9 ettari di superficie e circa 9 Mw installabili; al 3% sarebbero 27 ettari e circa 27 Mw; al 5% 45 ettari e circa 45 Mw. Si tratta di una simulazione teorica, non di una proposta progettuale: la superficie realmente utilizzabile sarebbe inferiore a quella geometrica disponibile e dipenderebbe dalle zone di rispetto, dalle oscillazioni del livello, dalle condizioni del bacino e dai vincoli di sicurezza.

Per stimare la produzione, un riferimento concreto è ancora Venaus: 2 Mw per circa 2,6 Gwh annui equivalgono a circa 1.300 kwh prodotti ogni anno per ogni kw installato. Applicando lo stesso rendimento, soltanto come ordine di grandezza, i tre scenari di Casanuova produrrebbero rispettivamente circa 11,7, 35 e 58,5 Gwh all’anno. È una stima comparativa.

Anche il costo può essere stimato soltanto per intervalli. Il fotovoltaico galleggiante richiede, oltre ai normali moduli e inverter, galleggianti, sistemi di collegamento, ancoraggi, cavidotti e opere elettriche. Uno studio europeo evidenzia proprio ancoraggi, strutture e connessione alla rete tra le principali variabili economiche del sistema. Per questo non sarebbe corretto applicare direttamente il costo di un normale parco fotovoltaico a terra.

Le misurazioni sperimentali pubblicate in letteratura hanno evidenziato riduzioni dell’evaporazione anche molto consistenti, ma con valori estremamente variabili in funzione del clima, della copertura e del tipo di bacino: ogni ettaro di acqua schermato dal sole non è soltanto una superficie che produce elettricità, ma una superficie sulla quale si può ridurre una perdita idrica.

La stima disponibile sui canali irrigui a cielo aperto dell’Umbria risale al 2004 e va quindi considerata soltanto come base di riferimento: il censimento Sigria indicava 34,71 chilometri di canali a cielo aperto, una quota molto ridotta rispetto alla rete irrigua complessiva. Per stimare in modo prudenziale la parte effettivamente utilizzabile per il «solar-over-canal», possiamo ipotizzare che sia tecnicamente candidabile circa il 50% della rete censita, pari a 17,4 chilometri. Applicando il parametro di circa 570 metri di canale per ogni Mw installato, ricavato da uno studio italiano sul fotovoltaico sopra i canali, si arriverebbe a circa 30,5 Mw di potenza. Con una producibilità indicativa di 1.300 kWh per kW all’anno, il potenziale sarebbe di circa 39,6 Gwh di elettricità l’anno. Si tratta naturalmente di una simulazione, perché la percentuale del 50% dovrà essere verificata attraverso una ricognizione tecnica dei singoli tratti. Allo stesso tempo, il potenziale non si esaurisce nei canali aperti. L’Umbria dispone oggi di una rete molto più estesa di condotte in pressione, infrastrutture già realizzate che, in linea teorica, possono offrire superfici e pertinenze sulle quali installare pannelli senza nuovo consumo di suolo, con il vantaggio di avere opere già accessibili per le attività di manutenzione.

Il valore dell’investimento per l’idrico solare umbro non dovrebbe essere misurato soltanto attraverso i ricavi della vendita dell’elettricità. Bisognerebbe sommare la produzione fotovoltaica, l’eventuale utilizzo diretto dell’energia per gli impianti idrici e di pompaggio, il minor consumo di suolo, la possibile riduzione dell’evaporazione e, nei bacini dove esiste già una centrale, la possibilità di coordinare produzione solare e idroelettrica.

Venaus dimostra proprio questa possibilità: il fotovoltaico da 2 Mw è stato affiancato a 260 Mw di idroelettrico e viene considerato da Enel un esempio di ibridazione tra le due fonti. Il sole produce soprattutto nelle ore diurne, mentre l’acqua accumulata nell’invaso conserva una capacità di regolazione che può essere utilizzata in funzione della domanda.

L’Umbria potrebbe dunque immaginare un modello energetico che fa convergere tre risorse già profondamente legate al territorio: acqua, agricoltura ed energia. Partendo dai circa 17,4 chilometri di canali a cielo aperto considerati prudenzialmente idonei, ai quali abbiamo attribuito 30,5 Mw e 39,6 Gwh annui, e aggiungendo il fotovoltaico galleggiante sull’invaso di Valfabbrica, il risultato cambia sensibilmente. Con una copertura dell’1% dei circa 900 ettari del bacino, altri 9 Mw porterebbero la produzione complessiva a circa 51,3 Gwh l’anno, pari allo 0,99% dell’intero fabbisogno elettrico umbro del 2024. Con una copertura del 3%, il floating solar salirebbe a 27 Mw e il sistema ibrido arriverebbe a circa 74,7 Gwh, pari all’1,44% dei consumi regionali. Anche l’acqua avrebbe un beneficio misurabile: assumendo come riferimento i circa 1.030 millimetri annui di evaporazione modellizzati per il Trasimeno e una riduzione del 30%, valore effettivamente misurato in un esperimento italiano con fotovoltaico galleggiante, i 9 ettari coperti nello scenario all’1% potrebbero evitare teoricamente circa 27.800 metri cubi di evaporazione all’anno; con 27 ettari, nello scenario al 3%, il risparmio salirebbe a circa 83.400 metri cubi. Sono stime, non dati progettuali perché l’evaporazione reale dell’invaso e la risposta del bacino alla copertura dovrebbero essere misurate direttamente. Ma restituiscono l’ordine di grandezza di un’operazione che non produrrebbe soltanto elettricità: utilizzerebbe infrastrutture idriche esistenti, eviterebbe nuovo consumo di suolo e potrebbe conservare una parte dell’a risorsa principale dell’oro blu, la risorsa principale per vincere le battaglie future del pianeta.

The post Pannelli solari lungo i canali, il modello Californa è compatibile con l’Umbria ricca d’acqua? appeared first on Umbria 24.