Progetto Geotermico DS:HDR
(Deep Shaft:Hot Dry Rock)
Brevetti RM99A000357 del 3.6.99 e RM2002A000521 del 15.10.02
…per l’accesso a fonti energetiche rinnovabili
Autore: D’OFFIZI Sergio
26 Aprile 2002
Aggiornamento 15/10/2002
(Versione minibrochure)
Breve curriculum vitae dell’Autore
SERGIO D’OFFIZI
 Laurea in Scienze Geologiche conseguita presso
l’Università degli Studi “La Sapienza” di Roma nel 1974.
 Dal 1976 al 1983 lavora presso il Centro di Ricerca
Geotermica dell’ENEL di Pisa dove conduce progetti in Italia,
Grecia, Iran e predispone il modello geofisico che ha portato
alla scoperta del campo geotermico di Latera (presso il lago di
Bolsena).
Chernobyl 1986
 Dal 1983 al 1999 presta servizio presso la Direzione delle Costruzioni
dell’ENEL dove, nel 1994, riceve la nomina a dirigente. Collabora alla
localizzazione e progettazione dei vari impianti di produzione di energia
elettrica ed in particolare di quelli a rischio. Mette a punto un metodo
sismotettonico innovativo che tiene conto delle caratteristiche
geomeccaniche e reologiche delle rocce di strutture in grado di generare
terremoti. Metodo applicato direttamente dall’Autore per la valutazione
dell’input sismico di vari impianti elettronucleari tra cui lo shelter per
l’impianto nucleare di Chernobyl in Ucraina. Predispone, in
collaborazione con tecnici dell’EDF francese, il progetto di scavo della
galleria ferroviaria da 52 km prevista nella tratta Torino-Lione che, sotto il
Massiccio dell’Ambin, avrà quasi 3 km di copertura e attraverserà rocce
che potranno raggiungere temperature dell’ordine dei 60-70°C.
Tunnel da 52 km sotto l’Ambin (in rosso) previsto dalla tratta ferroviaria ad alta velocità Torino-Lione
 Dal gennaio 2000 Dirigente Responsabile della Funzione Territorio e Ambiente della SOGIN
(Società per la Gestione degli Impianti Nucleari con il compito di effettuare il decommissioning
accelerato di quelli esistenti in Italia). La struttura eredita tutte le esperienze maturate in ENEL nel
campo della conduzione di Studi di Impatto Ambientale (oltre 52 SIA, relativi ai vari tipi di impianti di
produzione e trasmissione di energia elettrica, redatti negli ultimi 15 anni) e della localizzazione di
impianti a rischio di grossa taglia.
 Il progetto per l’impianto geotermico DS:HDR, riportato nelle pagine successive, nasce da queste
esperienze e da una gestazione durata quasi 15 anni: è coperto da due brevetti dell’Ufficio Italiano
Brevetti e Marchi del Ministero delle Attività Produttive (il primo con domanda RM99 A000357 del
3/6/1999 e Brevetto n. 01311464 rilasciato il 23/4/2002, il secondo con domanda RM2002 A000521
del 15/10/2002).
 Il progetto, illustrato in anteprima all’ERGA di Pisa, su indicazione del Presidente dell’ENEL, è
stato ritenuto da questa società “innovativo ed interessante …”
2
Il riscaldamento del nostro pianeta, legato al
rilascio di gas-serra nell’atmosfera, preoccupa
governi e popoli di tutto il mondo
Aumento della temperatura media dell’atmosfera tra il 1880 e il 2000 in °F
(da: U.S. National Climatic Center, 2001)
GL
INVITO AI CONSUMATORI (da Time
Power
La velocità di ritiro del Grinnel Glacier nel People
Magazine
del 23/4/01): “... scegliete
If possible, choose a utility company that does not produce elec
Montana (le frecce indicano il limite del
compagnie
che non producono
fossil fuels.
ghiaccio negli anni) ha subito
Average
annual
CO emettono
reduction: huge.
elettricità con fonti
che
un'accelerazione dall'inizio del 1900
CO
fossili...”
From:
TIME
(Europe)i–combustibili
April 23, 2001 Vol. 157
No. 16
3
2 come
2
A Kyoto si è stabilito di risolvere il problema
sostituendo i combustibili fossili con fonti
energetiche pulite; il calore interno della Terra
può contribuire a raggiungere tale obiettivo
Compagnie petrolifere come la Shell hanno deciso di investire somme
notevoli sia in pubblicità che nello sviluppo della ricerca sulle fonti rinnovabili
(v. Shell Renewables) per diffondere presso i consumatori l’immagine di
un’azienda attenta ai problemi dell'ambiente.
Se si osserva la
distribuzione della
temperatura sotto la
superficie della Terra
se ne deduce che il
calore interno
costituisce la più
diffusa ed
inesauribile riserva
d'energia pulita e
rinnovabile del
nostro pianeta.
MANTELLO
NUCLEO
5200 km
CROSTA
30-70 km
1000°C
2900 km
3700°C
4300°C
Temperatura interna della Terra
Accedere a tale forma di energia significherebbe dare una risposta
concreta alle sfide più importanti del terzo millennio:
- combinare sviluppo industriale e vivibilità del Pianeta
- ridurre i conflitti tra Paesi produttori di petrolio e Paesi consumatori
From the U.S. Department Of Energy (DOE) site www.energy.gov:
“geo (earth) thermal (heat) energy is an enormous, underused heat and power resource that
is clean (emits little or no greenhouse gases), reliable (average system availability of 95%),
and home-grown (making us less dependent on foreign oil)”
4
Fino ad oggi l’uomo è riuscito a sfruttare solo
una minima parte della enorme quantità di
calore presente nel sottosuolo.
Impianto geotermico e piscina termale in Islanda
La potenza complessiva
degli impianti che nel mondo
utilizzano l’energia
geotermica dei rari serbatoi
idrotermali e/o delle ancor
più rare emergenze
superficiali raggiunge valori
molto modesti: 8.000 MWe
(con circa 50 TWh/anno
prodotti) e 12.000 MWt
(rispettivamente per la
produzione di energia
elettrica e per l’uso diretto
del calore).
Pozzo geotermico
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Gli esperimenti di Fenton Hill (New Mexico)
aprono prospettive di sfruttamento delle rocce
calde secche (Hot Dry Rock – HDR) crostali
Gli esperimenti condotti tra il 1977 e il 1995 dal Los Alamos National
Laboratory per conto del DOE (Department Of Energy) statunitense
hanno dimostrato la relativa facilità con la quale è possibile estrarre calore
dalle rocce calde mediante pozzi perforati dalla superficie che pompano
acqua fredda in profondità e la recuperano riscaldata: con il calore estratto
è stato possibile far funzionare un piccolo generatore di corrente elettrica.
Esperimenti analoghi in corso nel mondo (Francia, Giappone, Inghilterra,
Svizzera, Australia) dimostrano l’interesse sul metodo.
Schema di progetto
Impianto di Fenton Hill
I costi elevati per unità di potenza installata, però, pari ad oltre 20 volte
quelli di un impianto a ciclo combinato, hanno finora ostacolato il
passaggio alla fase industriale di tali esperimenti. Se si volesse, infatti,
realizzare un impianto da 1000 MWe con il sistema usato a Fenton Hill (3
pozzi per 4,8 MWe), si dovrebbero perforare oltre 600 pozzi lunghi 4-5 km
con una spesa, per le sole perforazioni, di circa 7 miliardi di €.
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Un nuovo tipo di impianto, il DS:HDR,
rimuove gli ostacoli per lo sfruttamento
industriale del calore crostale
Superficie
occupata:
60-70 km2
Tratti di perforazione
produttivi in rocce a
circa 300°C
Tratti
improduttivi
4-5 km
Oltre avere costi eccessivi, per le
numerose perforazioni
necessarie, un impianto per lo
sfruttamento industriale del
calore della Terra realizzato con il
metodo sperimentato a Fenton
Hill indurrebbe un elevato
impatto ambientale sul territorio
(come detto un impianto da 1000
MWe richiederebbe la
perforazione di oltre 600 pozzi da
distribuire su un’area di ben 6070 km2).
Un nuovo tipo di impianto
denominato DS:HDR (protetto da
Brevetto per Invenzione
superficie
Industriale n. 01311464 rilasciato
il 23/4/02, dall’Ufficio Italiano
Brevetti e Marchi del Ministero
4 km
delle Attività Produttive, all’autore
della presente brochure)
sostituisce i tratti improduttivi
delle perforazioni con un
pozzo/discenderia di grande
Tratti di perforazione
diametro; ciò consente di
produttivi in rocce a
abbattere drasticamente i costi e
circa 300°C
di ridurre l’impatto ambientale a
livelli del tutto trascurabili.
La perforazione dei soli tratti produttivi (dai quali l’acqua viene prima pompata
e quindi recuperata dopo essersi riscaldata nelle rocce calde circostanti)
avviene in questo caso da alcune gallerie sub-orizzontali impermeabilizzate,
coibentate e climatizzate che si raccordano al pozzo/discenderia principale.
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Lo schema statunitense iniziale utilizzato
nel mondo che viene ad essere modificato
dal nuovo impianto DS:HDR
Il nuovo schema va a
modificare quello
iniziale ideato nel
1974 sul quale si è
basato il progetto
dell’impianto di Fenton
Hill e sostanzialmente
utilizzato per tutti gli
altri impianti
sperimentati od in
procinto di esserlo nel
mondo (Inghilterra,
Francia, Giappone,
Svizzera, Australia…).
Schema originale dal brevetto US Patent 3786858 depositato il
22/1/74 da R.M. Potter, E.S. Robinson & M.C. Smith per conto
dell’U.S. Atomic Energy Commission.
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Il nuovo impianto DS:HDR non richiede lo
sviluppo di particolari tecnologie potendosi
avvalere di quelle esistenti in campo minerario
4 km
Pozzi di grande diametro e con profondità analoghe esistono già: la miniera
d’oro di Freegold (Orange State) ha un pozzo di circa 4 km (v. torre esterna
indicata dalla freccia nella foto di sinistra) da cui si dipartono le gallerie per
lo sfruttamento della vena aurifera (v. sezione a destra). Il rettangolo chiaro
(R) in sezione rappresenta l’impianto di condizionamento che consente di
portare i 150°C di fondo pozzo ai 32°C adatti al lavoro delle maestranze.
Ricaldamento
Vapore
acqueo
Possibile schema
d’insieme di un
impianto DS:HDR.
La geometria finale dipenderà dalla potenza di progetto
richiesta e dalle condizioni termiche e geomeccaniche
dell’ammasso roccioso presenti nel sito di realizzazione.
Generazione
elettrica
4 km
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Le ipotesi preliminari su costi e ritorni
economici di un impianto DS:HDR da 1000
MWe danno ottimi risultati (*)
• Potenza del serbatoio HDR richiesta per sostenere un impianto geotermoelettrico da 1000
MWe: 7.300 MWt (a decadimento compensato nella vita utile dell’impianto).
• Rocce calde secche da sfruttare: 45-50 km³ a 270-320 °C.
• Acqua richiesta: 10 milioni di m³ iniziali + 2-3 milioni di m³/anno per reintegro.
• Pozzo verticale: profondità 3,5-4 km, diametro 10 m (costo 120-175 Mln € di cui circa 50
per lo scavo come da offerta ottenuta dall'impresa sudafricana CEMENTATION MINING).
• Gallerie sub-orizzontali: n. 5-8, con diametro di 4-6 m, per complessivi 36 km (290-420
Mln €).
• Perforazioni: n. 250 per una lunghezza totale di 200 km (125-190 Mln €).
• Altri principali oneri: centrale elettrica, climatizzazione sistema pozzo/gallerie, tubazioni,
pompe per la circolazione del fluido, ecc.. (350-550 Mln €).
• Studio di fattibilità: 25-30 Mln €.
• Investimento impianto: 910-1.365 Mln €.
• Contingency: 90-135 Mln €.
• Investimento totale: 1.000-1.500 Mln €
(1-1,5 Mln €/MWe installato)
• Apporto di capitale sociale: 20% circa dell’investimento totale.
• Oneri per project financing: 37-80 Mln €.
• Vita utile impianto: 25 anni.
• Predisposizione dello studio di fattibilità e del progetto esecutivo: 2,5-3 anni.
• Tempi di costruzione: 8 anni.
• Manutenzione: 0,0052 €/kWh prodotto.
• Personale: 100 addetti.
• Tasse: 4,25% per IRAP, 37% per IRPEG, effetto DIT (Dual Income Tax) considerato.
• Tassi passivi: 7,2% a medio e lungo termine, 8,5% a breve, 9,3% periodo di “grazia”.
• Tasso attivo: 6,0%.
• Costo capitale per azionista: 12,1% -12,2%.
• TIR: 15,2-20,3 % (con kWh con incentivi “certificato verde” x 8 anni + terminal value).
• Adjusted Present Value del progetto: 350-500 Mln €
(*) I presenti conteggi sono stati effettuati con l’aiuto dell’ing. Antonio Ganci che ringrazio
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Un impianto tipo DS:HDR riserva altre
opportunità estremamente interessanti
A parte l’incredibile disponibilità che supera il 90% del tempo, da
impianti DS:HDR possono derivare altre interessanti possibilità :
• sfruttare per il teleriscaldamento il calore ancora contenuto nei
fluidi dopo la generazione di energia elettrica (10-20 miliardi di
kWht/anno, per un valore di varie centinaia di Mln di €/anno)
contribuendo così anche ad abbattere l’inquinamento
elettromagnetico;
• sfruttare la capacità dell’impianto di erogare energia di punta per
spuntare un prezzo favorevole del kWh;
• commercializzare il marino estratto dagli scavi (2 milioni di m3
per un valore di 25-50 Mln €)
Se, infine, fosse possibile collocare l’imbocco del pozzo/discenderia
in corrispondenza di uno scavo minerario già esistente, si
otterrebbero i seguenti ulteriori vantaggi:
• ridurre lunghezza e costi
del pozzo da scavare;
• sfruttare anche
minerariamente il
materiale di scavo;
• azzerare il già ridottissimo
impatto ambientale
Fimistone Open Pit
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Dove si può realizzare un impianto DS:HDR
e quali sono i prossimi passi da compiere
•
Le aree ottimali sono
distribuite in gran parte del
mondo (zone off-shore
comprese). Solo nell’Italia
centrale tirrenica, l’area
potenzialmente adatta
presenta un’estensione di
circa 15.000 km2, capace
pertanto di sostenere
qualcosa come 250 impianti
geotermoelettrici da 1000
MWe!
•
Miniera con armatura in larice tipo “Marciavanti”
Il primo passo da compiere è quello di eseguire uno studio di
fattibilità che richiederebbe 2,5-3 anni di tempo ed il coinvolgimento
di circa 60 tecnici.
Al termine dello studio, che comprenderà anche indagini per
l'individuazione di un sito adatto alla realizzazione di un impianto
DS:HDR, si potrà scegliere tra una delle seguenti opzioni:
1) procedere con la realizzazione di un impianto pilota;
2) prolungare lo studio stesso per ulteriori approfondimenti;
3) rinviare l’industrializzazione del progetto DS:HDR.
In ogni caso lo studio di fattibilità, date le caratteristiche fortemente
innovative del progetto, porterà a scoperte nel campo minerario da
proteggere con Brevetti per Invenzioni Industriali.
•
Le indagini, inoltre, potranno mettere in luce strutture geologiche
in grado di consentire lo sfruttamento di serbatoi idrotermali regionali
profondi, non altrimenti raggiungibili.
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