Projected costs of generating electricity - LCOE method

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Report 5 - Predicted costs of generating Electricity Giuseppe Francesco Nallo s184071 1

description

An analysis about the cost of generating electricity from various power plants around the world. Includes a simplified approach for including externalities in the cost of kWh.

Transcript of Projected costs of generating electricity - LCOE method

Report 5 - Predicted costs of generating Electricity

Giuseppe Francesco Nallo

s184071

1

Contents1 Introduzione 3

2 Dati e metodologia 42.1 Fonte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2 Impianti presi in considerazione . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.2.1 Generalità . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42.2.2 Scelta degli impianti . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2.3 Metodologia: applicazione del LCOE ad un processo di produzione dienergia elettrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3.1 Generalità del metodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52.3.2 Applicazione del metodo alla produzione dell’energia elettrica . 5

2.4 Generic assumptions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

3 Levelised Costs of Generating Electricity 93.1 Note introduttive . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93.2 Curva di costo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3.2.1 Confronto fra i valori assoluti di costo . . . . . . . . . . . . . . . 103.2.2 Suddivisione del costo del kWh . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3.3 Note . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

4 Esternalità 134.1 Definizione di Esternalità . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 134.2 Il progetto Extern-E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

4.2.1 Metodo di calcolo: Impact Pathway Methodology . . . . . . . . 134.2.2 Country reports . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144.2.3 NEEDS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.3 Risultati . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144.3.1 Confronto fra i valori assoluti di costo . . . . . . . . . . . . . . . 144.3.2 Suddivisione del costo del kWh . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

4.4 Note . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2

1 IntroduzioneQuesto report ha l’obiettivo di effettuare una valutazione sui costi di generazionedell’elettricità da varie fonti, con particolare attenzione alle diverse componenti chedeterminano tale costo. Si vuole dunque ottenere una curva di costo, divisa fra lesue varie componenti, tale da dare un’indicazione a livello quantitativo sulla “conve-nienza” economica di un determinato tipo di impianto. Grazie alla lunga tradizionedi costruzione degli impianti, che consente di avere oggi costi di investimento bassi, sivedrà come le fonti fossili risulteranno le più economiche.

Nella seconda parte le curve di costo saranno “completate” mediante l’aggiunta delleesternalità, ovvero del risultato della monetizzazione dei danni ambientali e socialicausati da un determinato tipo di centrale. Si vedrà come le convenienze prima in-dividuate saranno spostate verso le fonti “verdi”.

3

2 Dati e metodologia

2.1 Fonte

Per questo studio ci si è riferiti allo studio Projected Costs of Generating Electricity,redatto da IEA e NEA, nella sua versione del 20051. Si tratta della settima edizione diuno studio il cui scopo dichatato è “to provide reliable informations on the economicsof electricity generation”, per aiutare decisori e recensori.

2.2 Impianti presi in considerazione

2.2.1 Generalità

2.2.2 Scelta degli impianti

Sono stati scelti per questo confronto undici impianti, localizzati prevalentemente inEuropa, tali da costituire un campione rappresentativo delle varie tecnologie disponi-bili: ciclo a vapore, ciclo combinato, turbogas, solare termico a concentrazione, solarefotovoltaico, idroelettrico (a serbatoio e ad acqua fluente), eolico (on shore ed off shore),a carbone, nucleare (PWR ed EPR). Li si elenca di seguito:

• CAN-G (CCGT, Combined Cycle Gas Turbine) [580 MW]

• USA-C2 (IGCC, Integrated Gasification Combined Cycle) [550 MW]

• DEU-C1 (Impianto a carbone tradizionale) [800 MW]

• FRA-N (PWR, Pressurized Water Reactor) [1590 MW]

• FRA-EPR (EPR, European Pressurized Reactor o Evolutionary Power Reactor)[1630 MW]

• NLD-W (Wind, offshore)[120 MW]

• ITA-W1 (Wind, onshore) [60 MW]

• USA-S1 (Solar, Thermal Parabolic) [100MW]

• USA-S2 (Solar, PV) [5 MW]

• AUT-H1 (Hydro, Run of the River2) [14 MW]

• GRE-H2 (Hydro, Dam3) [127 MW]1con l’eccezione della valutazione relativa al reattore nucleare EPR di Flamanville, ancora oggi in

fase di realizzazione e i cui costi di produzione dell’energia sono stati proiettati solo nello studio del2010

2ad acqua fluente3a serbatoio

4

2.3 Metodologia: applicazione del LCOE ad un processo di pro-duzione di energia elettrica

2.3.1 Generalità del metodo

Attraverso la raccolta di dati relativi alle varie componenti di costruzione, funzion-amento e durata, si cerca di trovare un metodo adatto alla valutazione del costo diattività. Il metodo si basa sulla seguente schematizzazione:

METODI RAZIONALI PER L'USO DELL'ENERGIA

3

VALUTAZIONE DEL COSTO DI UN SISTEMA ENERGETICO

Attraverso la raccolta di dati relativi alle varie componenti di costruzione, funzionamento e durata per alcune tipologie di processi, si cerca di trovare un metodo adatto alla valutazione del costo di attività.

METODO UTILIZZATO

Il metodo si basa sulla seguente schematizzazione:

il processo in esame suddiviso nelle sue componenti caratteristiche è rappresentato dalla parte centrale del diagramma. Le  due  parti  laterali  rappresentano  l’input  e  l’output del processo. COMPONENTI

CAPACITY dà indicazione sulle dimensioni di progetto del processo

UTILIZATION FACTOR percentuale di tempo di funzionamento effettivo annuo

EFFICIENCY quantità di prodotto finale ottenuto a seguito del processo per unità di risorsa primaria utilizzata

ACT prodotto finale del processo ACT=CAP*UF*n°ore annuale

il processo in esame suddiviso nelle sue componenti caratteristiche è rappresentatodalla parte centrale del diagramma. Le due parti laterali rappresentano rispettivamentel’input e l’output del processo.

2.3.2 Applicazione del metodo alla produzione dell’energia elettrica

Le grandezze che sono indicate di seguito sono quelle necessarie all’applicazione all’anal-isi di costo relativa alla generazione dell’Energia Elettrica, e sono tratte dal sopracitatoreport Predicted Costs of Generating Electricity sono stati presi i seguenti dati, per ogniimpianto:

• CAP = Capacity [MW], potenza installata. Le centrali sono state scelte in mododa essere rappresentative della loro categoria, proprio in base a tale valore.

• EFF = Efficiency [-], rendimento dell’impianto. Preso in considerazione solo perle centrali a combustibile fossile, dal momento che esso è importante per la de-terminazione dell’energy inlet complessivo, ai fini della valutazione sulla spesa intermini di combustibile. Tale voce di spesa è chiaramente assente negli impiantia fonti rinnovabili.

• LIFE = vita dell’impianto [y]. Si tratta dell’aspettativa di vita dell’impianto,influenza il CRF.

5

• AF = Availability Factor (o UF = Utilization factor) [-], espresso in terminidi ore equivalenti di funzionamento alla potenza nominale fratto ore totali inun anno. Tale valore sarà molto elevato per le centrali a combustibile fossile,usate per soddisfare il base load e tendenzialmente attive tutto l’anno, salvo iperiodi di arresto per manutenzione (o, nel caso delle centrali nucleari, per ilcambnio di combustibile), e per le centrali idroelettriche a serbatoio; sarà inveceparticolarmente basso per le centrali solari ed eoliche, dal momento che sarà moltolimitato il numero di ore di funzionamento alla potenza nominale di tali impianti.

• Inv.Cost[M/MWh]4 = Costi di Investimento, simulati overnight come se tuttele spese di costruzione fossero state affrontate il giorno precedente l’aperturadell’impianto.

Per dare un’idea del procedimento che viene seguito vengono riportate le percentu-ali del costo finale di investimento sostenute in ciascun anno di costruzione, e poi il100%simulato “overnight”. SI fa riferimento ad una centrale a carbone, ad una a gas(notoriamente di rapida installazione) e ad una nucleare, la cui costruzione ha inveceuna durata significativa.

0%  10%  20%  30%  40%  50%  60%  70%  80%  90%  100%  

-­‐4   -­‐3   -­‐2   -­‐1   Overnight  

[%]  

[Anni  dall'inizio  della  produzione  ele2rica]  

USA-­‐C2  Distribuzione  dei  cos=  di  inves=mento  durante  la  

costruzione  e  simulazione  overnight  

4Per il reattore EPR si è usato direttamente il valore INVCOST[M/MWh], a causa dell’assenza delInv.Cost nel report 2010.

6

0%  10%  20%  30%  40%  50%  60%  70%  80%  90%  100%  

-­‐3   -­‐2   -­‐1   Overnight  

[%]  

[Anni  dall'inizio  della  produzione  ele2rica]  

CAN-­‐G  Distribuzione  dei  cos<  di  inves<mento  durante  la  

costruzione  e  simulazione  overnight  

0%  10%  20%  30%  40%  50%  60%  70%  80%  90%  100%  

-­‐10   -­‐9   -­‐8   -­‐7   -­‐6   -­‐5   -­‐4   -­‐3   -­‐2   -­‐1  

Overnight  

[%]  

[Anni  dall'inizio  della  produzione  ele2rica]  

FRA-­‐N  Distribuzione  dei  cos<  di  inves<mento  durante  la  

costruzione  e  simulazione  overnight  

Si vedrà in seguito come tempi di costruzione più lunghi portino ad un errore mag-giore nel trascurare gli interests during construction.

• FIXOM[M$/y*MWh]5= Fixed Operation and Mantenance Costs . Si tratta deicosti di manutenzione ed operatività, specifici (riferiti al MW installato) ed an-nuali.

5Per il reattore EPR si è usato direttamente il valore O&M[M/MWh], a causa dell’assenza delFIXOM nel report 2010.

7

• VAROM[M$/y*MWh] = Variable Operation and Mantainance Costs. Si trattadei costi di manutenzione ed operatività, specifici, a differenza dei precedenti noncontemplati dalla schedule dell’impianto. Comprendono fattori di vario genere,quali il materiale iniettato per desolforare o denitrificare i fumi, la presenza dieventuali carbon taxes ecc. Sono indipendenti dall’ACT (o, meglio, non ne dipen-dono in modo prevedibile) e saranno pertanto omessi nella seguente analisi.

• FC[$/MWhin]6 = Fuel Costs , nulli per le centrali che fanno uso di fonti rinnov-abili, costituiscono la principale voce di spesa per quelle a gas.

La relazione generale per determinare il costo del kWh è la seguente:jknjknj

ACT.COST [M$/MWh] =Inv.cost[M$/MW ] · CAP [MW ] · CRF [1/y] + FIXOM [M$/y/MW ] · CAP [MW ] + V AROM [M$/MWh] ·ACT [MWh/y] + FC[M$/MWh] ·ACT [MWh/y]/EFF [�]

ACT [MWh]

1

Laddove:1.

CRF [1/y] =i(1 + i)n

(1 + i)n − 1(1)

con:

n number of annuities recieved, corrisponde a LIFE [y];

i tasso di interesse, usato per convertire flussi di cassa futuri al loro valore attuale(processo di attualizzazione dei costi) .

Questo fattore rappresenta the ratio of a constant annuity to the present value of re-ceiving that annuity for a given length of time

2.

AF [−] = CAP [MW ] · 8760[h/y]· (2)

3.IN [MWh/y] =

ACT [MWh/y]

EFF [−](3)

2.4 Generic assumptions

In base a quanto indicato nell’overview del Predicted Costs of Generating Electricity,si indicano le seguenti assunzioni adottate nei calcoli:

• AF = 0,85 [-] per le base load plants

• Tasso di interesse i = 0,05 [-]6Per il reattore EPR si è usato direttamente il valore FUELCOST[M/MWh], a causa dell’assenza

del FC nel report 2010.

8

• LIFE = 40 [y], a meno che non sia diversamente specificato. Si nota come talevalore sia cautelativo, in quanto generalmente inferiore alla reale aspettativa divita di un impianto.

• Per la parte I si sceglie di non tenere in conto le esternalità

• Fattore di cambio 1 USD 2003 = 0,8741

• Fattore di cambio 1 USD 2008 = 0,64 7

3 Levelised Costs of Generating Electricity

3.1 Note introduttive

Nei grafici che verranno mostrati come output del procedimento saranno distinte le trecomponenti del costo del kWh (ACT COST):

1. INVCOST, costi di investimento

INV COST [M/MWh] =Inv.cost[M/MW ] · CAP [MW ] · CRF [1/y]

ACT [MWh/y](4)

2. O&M, Operation and Manteinance costs

O&M [M/MWh] =FIXOM [M/y/MWh] · CAP [MW ]

ACT [MWh/y](5)

3. FUEL COST, costi del combustibile

FUELCOST [M/MWh] =FC[M/MWhin] · IN [MWh/y]

ACT [MWh/y](6)

7per la valutazione sull’EPR

9

3.2 Curva di costo

3.2.1 Confronto fra i valori assoluti di costo

0  

0,00002  

0,00004  

0,00006  

0,00008  

0,0001  

0,00012  

0,00014  

0,00016  

FRA-­‐N   USA-­‐C2   DEU-­‐C1   CAN-­‐G   FRA-­‐EPR   GRC-­‐H2   AUT-­‐H1   ITA-­‐W1   NLD-­‐W   USA-­‐S2   USA-­‐S1  

[M€/MWh]  FUEL  COST  [M€/MWh]  

FIXOM  [M€/MWh]  

INV  COST  [M€/MWh]  

È evidente il divario esistente, a livello di costo del kWh, fra le fonti fossili tradizionalie le fonti rinnovabili, specialmente eolico e solare. Tale divario è da attribuire evidente-mente ai costi di investimento notevolmente maggiori di queste ultime due soluzioni, edè lungi dall’essere colmato dall’assenza della componente Fuel Cost (vento e sole sono“gratuiti”).

Fra le fonti fossili, spicca il maggior costo di investimento richiesto dagli impiantinucleari (specialmente gli EPR, dal momento che si tratta di una tecnologia appenagiunta sul mercato). Per apprezzare meglio il modo in cui il costo è suddiviso nelle trecomponenti (Investimento, Combustibile ed Attività) si propone la seguente rappresen-tazione, normalizzata in modo da fornire il 100% per ciascun impianto.

10

3.2.2 Suddivisione del costo del kWh

0%  

10%  

20%  

30%  

40%  

50%  

60%  

70%  

80%  

90%  

100%  

FRA-­‐N   USA-­‐C2   DEU-­‐C1   CAN-­‐G   FRA-­‐EPR   GRC-­‐H2   AUT-­‐H1   ITA-­‐W1   NLD-­‐W   USA-­‐S2   USA-­‐S1  

[M€/MWh]  FUEL  COST  [M€/MWh]  

FIXOM  [M€/MWh]  

INV  COST  [M€/MWh]  

Risulta qui evidente come per gli impianti a gas i costi di investimento siano notevol-mente minori rispetto agli altri (si ricorda che anche i tempi di costruzione sono quasidimezzati), mentre la componente decisamente preponderante è costituita dal costo delcombustibile.

Per gli mpianti nucleari, proprio questa componente risulta meno determinante.

3.3 Note

I rusultati così ottenuti risultano leggermente diversi rispetto a quelli riportati dalPredicted costs of generating electricity. Si indaga di seguito sul perchè:

• Gli Inv.cost utilizzati nel calcolo di INVCOST simulano overnight e non tengonoconto dell’interesse durante la costruzione nè delle spese di decommissionning (ifany). Si ha dunque una sottostima del costo di investimento. Come riportatonel report stesso, in riferimento alle componenti di cui qui non si tiene conto :“these elements account for a modest share of the total costs but are by no meansnegligible”. Per questo si riporta, per completezza, il grafico ottenuto prendendoin considerazione anche quelle componenti.

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• In FUELCOST non si tiene conto dell’incremento previsto nel costo dei com-bustibili fossili durante la vita dell’impianto, che penalizzerebbe leggermente lefonti fossili.

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4 Esternalità

4.1 Definizione di Esternalità

Per Esternalità si intendono Nel contesto specifico, la somma delle esternalità rappre-senta i costi sociali che ricadono sulla collettività e sull’ambiente NON tenuti in contodalla formula utilizzata. Chi produce energia non include tali fattori nelle sue valu-tazioni (perlomeno a livello economico), e si denota una resistenza ad internalizzarequeste voci. Ad esempio, la presenza di un termovalorizzatore su un territorio incre-menta l’inquinamento, ed inoltre la presenza dell’oggetto sul teritorio penalizza il valoredi un immobile nei dintorni, riduce il valore estetico del landscape.

Si possono racchiudere le dipendenze delle esternalità con la seguente:

EXT = f (j, i, ~r)

dove j indica il tipo di centrale, i il tipo di fuel usato (if any) e ~r indica il luogo.Si sottolinea come tali esternalità siano fortemente site-dependent

4.2 Il progetto Extern-E

SI tratta di un progetto contenuto nel 6th EU Framework Programme for Research andTechnological Development (FP6). Fornisce la metodologia ed i risultati dell’analisisulle esternalità correlate alla generazione di elettricità in Europa.

4.2.1 Metodo di calcolo: Impact Pathway Methodology

Il metodo di analisi Impact Pathway Methodology è costituito da sei fasi successive:

1. Inventario (INVENTORY) delle emissioni, in cui sono raccolti i dati sulla naturadell’impianto e sulle sostanze nocive emesse, sempre in modo georeferenziato.

2. Emissioni (EMISSIONS), dove è descritto il comportamento delle emissioni conil comportamento (trasporto) delle sostanze inquinanti.

3. Concentrazioni (CONCENTRATIONS), fortemente site-dependent, indicano ilrisultato delle emissioni su un determinato territorio, in base ai venti ed alla con-formazione territoriale, tramite modelli di fluidodinamica atmosferica e chimicadelle trasformazioni.

4. Dosi (DOSES), determinate con supporto di conoscenze chimiche e biologiche: lacorrelazione dose-concentrazione è diretta ma non immediata.

5. Danno (DAMAGE), in cui correlo la quantità fisica all’effetto fisiologico sull’uomo

6. Quantificazione del danno (in termini di perdita di produttività, di ore di lavoroperse o di loss of life) e valutazione economica dei danni, per avere finalmente gli[/kWh]

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Si riporta di seguito lo schema presente nel sito di Extern-E relativo a tale metodo dianalisi.

4.2.2 Country reports

Forniscono dei range di valori da aggiungere , in [/kWh].

4.2.3 NEEDS

Il progetto NEEDS (New Energy Externalities for Developing Sustainably) ha avutol’obiettivo di approfondire la metodologia e di fornire risultati più precisi, includendola LCA delle power plants stesse. SI tratta di un approfondimento sulle fasi a montedel funzionalmento. Il risultato è una valutazione che tiene conto delle emissioni di unimpianto in tutte le fasi della sua vita, “from cradle to grave” come da principio guidadella LCA.

Include inoltre il modello Pan EU-27: modello paneuropeo che include 27 paesi,con altrettanti modelli distinti, ciascuno comprendente migliaia di tecnologie, che ap-profondiscono tematiche quali le esternalità e la security of supply. Cerca inoltre diprospettare scenari evolutivi per il sistema europa, partendo dall’ipotesi di consumisempre in aumento.

4.3 Risultati

4.3.1 Confronto fra i valori assoluti di costo

14

0  

0,00002  

0,00004  

0,00006  

0,00008  

0,0001  

0,00012  

0,00014  

0,00016  

FRA-­‐N   FRA-­‐EPR   GRC-­‐H2   CAN-­‐G   AUT-­‐H1   ITA-­‐W1   NLD-­‐W   USA-­‐C2   DEU-­‐C1   USA-­‐S2   USA-­‐S1  

[M€/MWh]  

ExternaliBes  [M€/MWh]  

FUEL  COST  [M€/MWh]  

O&M  [M€/MWh]  

INV  COST  [M€/MWh]  

Come era prevedibile dalla definizione stessa di esternalità, la componente di costoaggiuntiva è associata agli impianti che bruciano combustibili fossili, principalmenteper gli effetti negativi dei fumi sulla popolazione.

Come si vede, l’effetto del tenere in conto le esternalità è quello di spostare le conve-nienze. In base a questa nuova configurazione, si vede come l’idroelettrico a serbatoiosia fra le prime tre tecnologie in ordine di convenienza, ma, cosa più eclatante, comeil carbone (sia IGCC che tradizionale) sia ora fra le tecnologie meno convenienti; adesso andrebbe ora preferito, dal punto di vista del LCOE, persino il costosissimo eolicooffshore.

Anche le fonti rinnovabili sono evidentemente non prive di costi esterni. Ciò derivadal fatto che, pur essendo nulle le emissioni di inquinanti, hanno un contributo. Percitarne solo alcuni:

• Il fatto di essere fonti non programmabili, che quindi possono arrecare danni allarete in caso di errata previsione

• incidenti come il collasso di dighe

• impatto ambientale sul paesaggio montano delle dighe o sul paesaggio delle turbineeoliche

• occupazione del suolo dovuto all’installazione di grandi centrali solari

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4.3.2 Suddivisione del costo del kWh

0%  

10%  

20%  

30%  

40%  

50%  

60%  

70%  

80%  

90%  

100%  

FRA-­‐N   FRA-­‐EPR   GRC-­‐H2   CAN-­‐G   AUT-­‐H1   ITA-­‐W1   NLD-­‐W   USA-­‐C2   DEU-­‐C1   USA-­‐S2   USA-­‐S1  

[M€/MWh]  

ExternaliFes  [M€/MWh]  

FUEL  COST  [M€/MWh]  

O&M  [M€/MWh]  

INV  COST  [M€/MWh]  

Sin nota come il contributo sia preponderante per le centrali a carbone, delle qualidiventa persino la principale voce di costo. Questo fa ricordare il celebre grafico pub-blicato dalla IIASA relativo ai giorni/uomo persi per la generazione di 1MW di energia(anche se quelle stime erano relative al danno per unità di potenza installata e non perunità di energia).

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Potrebbe stupire il fatto che per il nucleare il contributo di costi esterni al LCOEsia relativamente contenuto. La ragione è da ricercare nel fatto che la questione dellescorie rappresenta una “esternalità già internalizzata”. C’è comunque da dire che per ilnucleare, alcuni disastri come quello di Chernobyl hanno creato nell’opinione pubblicaun diffuso dissenso verso l’uso di questa fonte di energia e maggior incertezza nel definiregli effettivi costi esterni.

4.4 Note

Si possono racchiudere le dipendenze delle esternalità con la seguente:

EXT = f (j, i, ~r)

dove j indica il tipo di centrale, i il tipo di fuel usato (if any) e ~r indica il luogo.In particolare, si ricorda che le esternalità sono fortemente site-dependent, quindi

sarebbe molto approssimativo anche utilizzare valori medi per ciascun paese, quandoall’interno dello stesso la variabilità è molto forte. Si è pertanto scelto di prendere valoriderivanti da una media sui vari paesi per avere un’idea dell’influenza delle esternalitàsul costo di generazione dell’energia, ma va ricordato che si tratta in certi casi di unaforte approssimazione.

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Allegato 1 - Generalità sugli impianti• COAL. Sono gli impianti a carbone, dalla tecnologia ormai consolidata. Sono

impianti che richiedono intorno ai 4 anni per la costruzione, con una potenza in-stallata mediamente intorno agli 800 [MW]. Sono impianti economici ed il fuel costè ridotto, ma ultimamente si va, laddove possibile, verso una decarbonizzazionedell’energia elettrica, a causa delle significative emissioni di CO2 e polveri. Taleaspetto non può però essere tenuto in conto da una analisi come la presente, erichiede un approccio più complesso che è quello del calcolo delle esternalità (vd.parte2). Si includono nel report due di essi, rispettivamente tradizionale ed IGCC(Integrated Gasification Combined Cycle). Ci si riferisce convenzionalmente aquest’ultimo come “carbone pulito”

Figure 1: La centrale a carbone tradizionale di Torrevaldaliga Nord di proprietàdell’Enel [1980 MW]. La centrale è stata riconvertita a carbone nel 2009

• NUCLEAR. Gli impianti nucleari sono comunemente presi come riferimento perl’energia elettrica a basso costo. Nonostante i costi di investimento elevati ed itempi di costruzione più che doppi rispetto a quelli a carbone, i bassi costi dimanutenzione (che restano tali anche se si considera il decommissioning) e delcombustibile (anche se si tengono in conto front-end e back-end). I limiti alla dif-fusione di tali centrali sono principalmente legati alla reticenza della popolazione,oltre che alle incognite sullo smaltimento delle scorie e sulla proliferazione. Si

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Figure 2: Centrale a carbone IGCC Edwardsport, Indiana (USA) [1000 MW]

includono nel report due di essi, rispettivamente PWR ed EPR. Quest’ultimo faparte della più recente generazione di reattori, della quale ad oggi ancora nessunoè entrato in funzione.

• GAS. Tali impianti sono caratterizzati da periodi brevi di installazione (2-3 anni)ed investimenti contenuti, ma allo stesso tempo pagano un elevato fuel cost. Siprende in considerazione un impianto a ciclo combinato.

• WIND. Gli impianti eolici rappresentano una delle alternative rinnovabili piùapprezzate oggi. Come tutte le risorse rinnovabili, è assente la voce di spesa legataal costo del combustibile, ma i costi di investimento sono elevati, e la manutenzionenel caso offshore risulta onerosa. C’è inoltre l’onnipresente questione dell’Activityfactor per le fonti “intermittenti”. Tale numero si aggira fra 0,13 e 0,40 per gliimpianti onshore e fra 0,40 e 0,45 per gli impianti offshore. Nel report si includeun impianto per tipo.

• SOLAR. Tali centrali hanno potenze installate ridotte, bassi Activity Factors(0,10÷0, 15), elevati costi di installazione. Si tratta quindi di tecnologie in fasedi sviluppo. Nel report si prendono in considerazione un impianto PV ed unimpianto solare termodinamico a concentrazione.

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Figure 3: Centrale nucleare “tradizionale” nello stato di New York (USA) [660MW]

• HYDRO. La tecnologia idroelettrica è ben consolidata, e nonostante i significa-tivi costi di installazione rappresenta spesso la scelta più comoda e conveniente.Rappresenta ad oggi l’unica delle fonti rinnovabili in gradi di competere per costodi generazione con le tecnologie fossili tradizionali. Il limite è posto dalla disponi-bilità di bacini idrici. Si prendono in considerazione un impianto ad acqua fluenteed uno a serbatoio.

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Figure 4: Il cantiere della centrale nucleare EPR di Flamanville, in Francia [1600 MW].La fine dei lavori è prevista per il 2014

21

Figure 5: Centrale CCGT di McClain in Oklahoma [520 MW]

22

Figure 6: Una parte della Twin Groves Wind Farm, in Illinois (USA) [398 MW], oper-ativa dal 2008

23

Figure 7: La North Hoyle Offshore Wind Farm (UK) [60MW], parte del progetto Round1 offshore wind farms, operativa dal 2003

Figure 8: Impianto solare fotovoltaico (PV) nella regione di Leipzig (Germania) [7.4MW]

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Figure 9: Centrale solare CSP Andasol (Spagna) [150 MW]

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Figure 10: Diga al servizio della centrale idroelettrica a serbatoio sul fiume Mantanaro(Perù) [798 MW]

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Figure 11: Centrale idroelettrica ad acqua fluente (run-of-the-river) Chief Joseph Dam,Washington (USA) [2620 MW]

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