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ⓘ Costo dell'elettricità per fonte




Costo dellelettricità per fonte
                                     

ⓘ Costo dellelettricità per fonte

Il costo dellelettricità generato da diverse fonti misura il costo della generazione di elettricità includendo lammortizzazione del capitale finanziario iniziale, il ritorno sullinvestimento, come anche il costo operativo, del combustibile, e della indispensabile manutenzione. Il prezzo viene normalmente misurato in unità monetarie locali divise per unità di misura di lavoro dellelettricità prodotta, ad esempio centesimi-per-kilowattora per piccoli numeri, oppure dollari-per-megawattora per le quantità maggiori.

Il costo livellato dellenergia levelized cost of energy o LCOE, noto anche come levelized energy cost o LEC è un indice della competitività di diverse tecnologie di generazione di energia elettrica, diversificate per tipo di fonte energetica e per durata della vita media degli impianti. Rappresenta una stima economica del costo medio necessario per finanziare e mantenere un impianto di produzione energetica nel corso della sua vita utile, in rapporto alla quantità totale di energia generata durante lo stesso intervallo di tempo. Il costo livellato dellenergia costituisce quindi un valore di riferimento per il prezzo a cui vendere lenergia per unità di energia elettrica generata, al fine di avere un adeguato ritorno economico dei costi di finanziamento e manutenzione dellimpianto stesso durante il suo ciclo vitale.

                                     

1. Fattori di costo

Nel calcolare i costi, bisogna considerare diversi fattori intrinseci di costo. Notare che lutilizzo della parola "costo," non corrisponde al prezzo di vendita, dal momento che questo può essere alterato da una certa varietà di fattori come sussidi su alcuni tipi di energia e fonti energetiche e allopposto tasse su altri:

  • Potenza di lavoro o a proprio consumo - indica la porzione dellenergia generata che serve a far funzionare le pompe della stazione o centrale e i ventilatori necessari.
  • Costi del combustibile - alto per quelli fossili e per le biomasse, molto basso per il nucleare le fonti rinnovabili, possibilmente negativo per la conversione della spazzatura in energia si viene pagati per eliminarlo.
  • Guadagni ulteriori, grazie alla rivendita del calore prodotto possono bilanciare i costi di produzione ordinari dellenergia elettrica, riducendo i costi netti nel caso specifico della cogenerazione ad esempio in unindustria o in un condominio si genera contemporaneamente calore ed elettricità, prodotto con motori o turbine a gas. Anche il teleriscaldamento può essere utile per il riscaldamento di quartieri e di piccole città.
  • Fattori come lo smaltimento di eventuali scorie e questioni associate e i diversi costi assicurativi non sono inclusi nei seguenti.
  • Costi di capitale che includono la gestione dei rifiuti, del rimborso dellusufrutto ad esempio di un tetto per il solare o di un terreno per leolico, del plausibile danno da inquinamento e/o danno paesaggistico e i costi di decommissioning, per tecnologie particolarmente sporche come il carbone e lenergia nucleare) - questi tendono a essere minori per le centrali a combustibile fossile; elevati per gli aerogeneratori, il solare fotovoltaico e il nucleare; molto alti per la conversione della spazzatura in energia, delle correnti marine e dello sfruttamento delle maree. Attualmente lenergia più costosa, come investimenti di capitale per MW prodotto, è quella prodotta dal solare termico.
  • Aspettativa di funzionamento orario nellanno - parte da livelli bassi come il 3% di operatività per alcuni diesel impiegati nel picco di domanda invernale, al 25-30% delleolico, e fino al 90% per i reattori nucleari.
  • Costi operativi e di manutenzione - tendono ad essere elevati per il carbone, per il nucleare e per gli inceneritori. I costi operativi sono bassi per le turbine eoliche, il solare fotovoltaico, le energie rinnovabili in genere, e per le unità che soddisfano il picco di domanda, come le centrali a petrolio e gas naturale.

Per valutare il costo totale della produzione dellelettricità, i flussi dei costi vengono convertiti in un valore attuale netto utilizzando il concetto del time value of money. In questo caso i costi sono messi assieme usando un flusso di cassa scontato qui"discounted cash flow" e qui.

Un altro elenco del calcolo dei costi viene mostrato qui, qui, e, e.

La British Petroleum ha dichiarato che le energie rinnovabili si trovano in una curva di costi decrescenti - e tra queste il solare fotovoltaico anche di più rispetto alle turbine a vento, mentre le fonti non-rinnovabili sono in una curva di costi crescenti.

                                     

2. Calcoli

Il costo denominato LEC Levelised Energy Cost è il prezzo al quale lelettricità deve essere generata da una fonte specifica per poter rientrare delle spese, ossia il punto di pareggio "break even". Si tratta di un calcolo di bilancio economico del costi nellintero sistema di generazione dellenergia, includendo tutti i costi nellarco della vita utile dellimpianto: investimenti iniziali, operatività e mantenimento, costi del combustibile, costi di capitale, ed è molto utile per calcolare il vero costo finale della generazione elettrica da diverse fonti.

Può essere definita da una unica formula consigliata dalla I.E.A.:

L E C = ∑ t = 1 n I t + M t + F t 1 + r t ∑ t = 1 n E t 1 + r t {\displaystyle \mathrm {LEC} ={\frac {\sum _{t=1}^{n}{\frac {I_{t}+M_{t}+F_{t}}{\left{1+r}\right^{t}}}}{\sum _{t=1}^{n}{\frac {E_{t}}{\left{1+r}\right^{t}}}}}}

dove

  • F t {\displaystyle F_{t}} = Spese di combustibile nellanno t
  • n {\displaystyle n} = Vita operativa del sistema
  • L E C {\displaystyle \mathrm {LEC} } = Costo livellato di generazione dellelettricità Average Lifetime Levelised electricity generation cost
  • M t {\displaystyle M_{t}} = Spese operative e di mantenimento nellanno t
  • I t {\displaystyle I_{t}} = Spese dinvestmento nellanno t
  • E t {\displaystyle E_{t}} = Generazione di elettricità nellanno t
  • r {\displaystyle r} = Tasso di sconto

Tipicamente i LEC sono calcolati per vite operative da 20 a 40 anni, e sono forniti come unità monetarie per kilowattora, ad esempio AUD/kWh dollari australiani oppure EUR/kWh Euro o per megawattora, ad esempio AUD/MWh come nella tabella più sotto.

                                     

2.1. Calcoli Confini del sistema

Quando si comparano i LEC tra sistemi alternativi, è molto importante definire i confini del sistema e i costi anche "occulti" che sono inclusi in esso. Ad esempio, si devono calcolare le linee di trasmissione e il sistema di distribuzione nel costo? Tipicamente si includono soltanto i costi del collegare la fonte di generazione al sistema di trasmissione, che sono conteggiati come costi del generatore. Ma in alcuni casi è necessario un intero upgrade della rete, per la trasformazione in alta tensione da trasmettere a 150 km di distanza e oltre. Si tratta di una scelta delicata, perché alcune fonti, come quella nucleare, vengono costruite a più di 100 km dalle città, mentre ad esempio i generatori termoelettrici a gas a ciclo combinato, e i cogeneratori possono essere costruiti anche dentro le città, dove forniscono anche il vantaggio del teleriscaldamento. Questi benefici o costi collaterali, devono essere inclusi oppure no nel calcolo dei costi dellenergia?

Forse bisogna includere anche gli studi sui costi di ricerca e sviluppo, sulla possibilità di tassare la fonte energetica con conseguente guadagno per lo Stato. E i costi dimpatto ambientale e paesaggistico devono essere inclusi? Si devono includere i costi sulla salute pubblica e il danno ambientale? Si devono forse calcolare i costi sistemici dei sussidi governativi nel LEC?



                                     

2.2. Calcoli Tasso di sconto

Unaltra questione chiave è la decisione circa il valore del tasso di sconto r {\displaystyle r}. Il valore che viene scelto per r {\displaystyle r} spesso può cambiare in maniera radicale i pesi sulla bilancia che determinano la decisione tra una scelta energetica e unaltra, dunque la decisione deve essere soppesata attentamente in base alla serie storica dei tassi dinteresse. Ad esempio conviene costruire lidroelettrico e il nucleare quando si prevede che i costi di capitale rimarranno bassi per qualche anno vedi tasso interno di rendimento. Il tasso di sconto dipende dal costo del capitale, includendo il bilancio tra il finanziamento del debito "debt-financing" e lauto-finanziamento "equity-financing" tramite obbligazioni e partecipazioni azionarie, che permette di stabilire il rischio per limpresa.

                                     

3. Stime del Dipartimento dellEnergia degli Stati Uniti dAmerica

Le tabelle sottostanti elencano una stima di costi per lelettricità per fonte per impianti che sono entrati o entreranno in servizio prima del 2016. Le tabelle provengono da un rapporto del Department of Energy DOE statunitense, pubblicato il 16 dicembre 2010.

  • I Costi Sistemici Totali Livellati la colonna più a destra forniscono il costo in dollari per megawatt-ora che devono essere riscossi nel tempo, in modo da pagare per il costo totale. Si divide per 1000 per ottenere il costo per chilowattora muovere il punto decimale di tre posizioni a sinistra per ottenere il vero valore.

Questi calcoli riflettono un aggiustamento in modo da tenere conto dellalto livello di diossido di carbonio prodotto dalle centrali a carbone. Dal rapporto DOE:

"Viene aggiunto un aumento nel costo di capitale di 3 punti percentuali quando si valutano gli investimenti in tecnologie intensive in gas serra "greenhouse gas", abbreviate GHG come le centrali termiche a carbone e quelle che trasformano il carbone in carburanti liquidi "coal to liquids", CTL senza il controllo del carbonio e il suo sequestro CCS. Si può obiettare che laggiustamento in 3 punti percentuali sia qualcosa di arbitrario, ma in termini di costi livellati il suo impatto è simile a quello di una tassa di emissioni pari a 15 $ per tonnellata metrica di anidride carbonica CO2."
  • O&M = Operatività e manutenzione.
  • CC = Ciclo combinato.
  • CCS = Cattura e sequestro del carbonio.
  • GHG = Gas serra.
  • PV = Fotovoltaico.

Il rapporto allegato alle tavole dichiara che enfasi aggiunto da Wikipedia: I costi livellati rappresentano lattuale valore del costo totale del costruire e operare un impianto di generazione di potenza basandosi sia sui presupposti di vita finanziaria che sul ciclo di lavoro, trasformati in pagamenti uguali annui ed espressi in termini di dollari reali per rimuovere limpatto dellinflazione. I costi livellati riflettono i costi di capitale, i costi del combustibile, costi fissi e variabili delloperatività e manutenzione, costi del finanziamento, e i presupposti del tasso di utilizzo per ogni tipo di impianto."

                                     

4. Stime del 2010 nel Regno Unito

Nel marzo del 2010, un nuovo rapporto sui costi livellati di generazione nel Regno Unito venne pubblicato da Parsons Brinckerhoff. Stabilisce una variabilità dei costi per ogni fonte, dovuta a varie incertezze ineliminabili. Le turbine a gas a ciclo combinato senza la cattura della CO 2 non possono essere confrontate direttamente alle altre tecnologie a bassa emissione di carbonio nello studio della PB. I presupposti usati in questo studio vengono forniti nel rapporto, inoltre il rapporto inglese non copriva lenergia solare molto scarsa e costosa in Gran Bretagna né includeva i sussidi governativi "nascosti" per il "New Nuclear", che vanno ad aumentare secondo varie stime i costi da 18 £/MWh a 67 £/MWh sopra i valori dichiarati.

Un ulteriore stima britannica per il 2010 è lo studio della Mott MacDonald, pubblicato da DECC nel giugno del 2010.

                                     

5.1. Analisi da fonti differenti California

Un rapporto dei LEC utilizzato dalla California Energy Commission è disponibile. Da questo rapporto, il prezzo per MWh per una fonte di energia municipale è mostrato qui:

Notare che i valori sopraindicati incorporano sgravi fiscali per vari tipi di centrali elettriche. I sussidi vanno dal 0% per il carbone fino al 14% per il nucleare fino a più del 100% per il solare.

                                     

5.2. Analisi da fonti differenti Australia

La seguente tabella fornisce una selezione di "LEC" costi dellenergia livellati da due tra i maggiori rapporti governativi dellAustralia. Notare che questi LEC non includono nessun costo aggiunto derivato dalle emissioni di gas serra come si potrebbero avere in seguito allintroduzione di una carbon tax oppure in base a scenari di mercato delle emissioni associati a diverse tecnologie.

Nel 1997 lassociazione tedesca per il commercio degli aerogeneratori Wirtschaftsverband Windkraftwerke e.V. –WVW ordinò uno studio dei costi della produzione di elettricità degli impianti di potenza convenzionale recentemente costruiti, studio eseguito dalla Rheinisch-Westfälischen Institute per la ricerca economica –RWI). La RWI predisse costi di produzione dellelettricità per kWh per il carico base per lanno 2010 come elencati:

La parte classificata come carico base rappresenta circa il 64% del totale della produzione di energia elettrica. I costi accettabili per la produzione di elettricità destinata al carico medio e al carico di picco sono considerevolmente maggiori. Esisteva un valore medio per i costi della produzione di elettricità per tutte le classi di produzione convenzionale di elettricità e per i profili di carico nel 2010 che era di 10.9 €cent a 11.4 €ct per kWh. Il RWI calcolava questo sull assunto che i costi della produzione di energia sarebbero dipesi sullo sviluppo del prezzo del petrolio crudo e che il presso del petrolio sarebbe stato di circa 23 US$ per barile nel 2010. In effetti il prezzo del petrolio è di circa 80$ statunitensi allinizio del 2010. Questo significa che i costi effettivi della produzione dellelettricità convenzionale devono essere per forza maggiori rispetto alle passate stime del RWI.

La WVW considera la tariffa legislativa incorporata "feed-in-tariff" come la base per calcolare i costi della produzione di elettricità da fonti rinnovabili, questo perché la legge tedesca le rende economicamente fattibili, garantendo finanziamenti in rapporto allenergia prodotta e al diossido di carbonio non emesso German Renewable Energy Sources Act-EEG.

I seguenti valori sono un riassunto dei costi della produzione di elettricità negli impianti di generazione di elettricità nel 2010:



                                     

6. Al di là dei terminali delle stazioni di sistema costi di sistema

I costi grezzi derivati dallanalisi sovrastante sono soltanto parte del quadro nella pianificazione e determinazione dei costi di una moderna griglia di potenza. Altre considerazioni sono la distribuzione del carico profilo di carico, ad.es. come varia secondo per secondo, minuto per minuto, ora per ora, mese per mese. Per andare incontro alle variazioni del carico, generalmente è necessaria una miscela di opzioni di impianti, e il costo complessivo di come provvedere a soddisfare questo carico è allora importante. Limprevedibile energia eolica ha una capacità di contribuire al carico molto scarsa, per via del basso fattore di capacità, e dunque durante le condizioni di scarso vento e calma piatta spesso estive, è necessaria una forma di backup fornita per lo più da generatori mossi da turbina a gas a ciclo combinato oppure dal motore diesel. Quasi tutte le altre forme di generazione dellenergia richiedono di un backup giornaliero o annuale, in maniera meno estesa.

Per soddisfare la domanda di picco in un sistema, che può soltanto persistere per poche ore in un intero anno, vale la pena utilizzare degli impianti economici da costruire, ma piuttosto costosi da operare con continuità - ad esempio alcune grosse reti usano anche il load shedding accoppiato ai generatori diesel nelle condizioni di picco o in quelle più estreme - il costo di produzione per kWh molto elevato è compensato dal risparmio di non dovere costruire altra capacità più costosa e dalla riduzione nelluso di una riserva altrimenti variabile e inefficiente.

Nel caso dellenergia eolica, lestrema variabilità della risorsa vento aggiunge costi addizionali in termini della necessità di affiancare altri impianti di riserva come quelli termoelettrici a gas naturale o diesel, oppure generatori idroelettrici da condotte forzate che portano lacqua in alto sui bacini collinari durante i periodi di vento forte e ricuperano circa il 90% dellenergia immessa durante i periodi di calma piatta. Questo è dovuto al fatto che il vento smette di soffiare anche lungo le coste delloceano e spesso la fa per lungo tempo. Alcuni difensori dellenergia eolica sostengono che considerando una rete elettrica pan-europea i costi di back-up tendono ad essere bassi per la presenza di molti impianti termoelettrici e dighe, dando luogo a costi finali dellenergia eolica simili a quelli della corrente attuale. Comunque, in genere questa viene considerata una posizione troppo ottimistica, applicabile soltanto per una quota marginale dellenergia, in luoghi dove ci sono monti, montagne, dighe o vecchi impianti termoelettrici.

Nel Regno Unito il costo di collegare nuovi aerogeneratori "offshore", sotto il punto di vista della connessione alla rete elettrica, è stato consistentemente calcolato dalla Grid/DECC/Ofgem come pari a 15 miliardi di sterline per il 2020. Queste 15.000.000.000 £ non includono il costo di nessuna nuova connessione alla rete europea - interconnettori, oppure una "supergrid", come dicono alcuni. Il costo di £15b è quello del collegare le "offshore wind farms" con cavi che tipicamente sono meno lunghi di 12 km, verso il punto di connessione "onshore" britannico più vicino sulla costa. Il costo di connessione e trasmissione elettrica di generatori eolici e di altri tipi di generatori nel Regno Unito fino al 2020, è di 4.7 miliardi di sterline calcoli del 2010.

Quando un nuovo impianto viene aggiunto ad un sistema di potenza oppure ad una rete di distribuzione, gli effetti sono molto complessi - ad esempio, quando si aggiunge lenergia eolica a una rete, si hanno dei costi marginali associati alla produzione, con un ricarico di circa £20/MWh, e anche se comunque offrirà una potenza elettrica più economica rispetto ad un impianto a combustibili fossili - il mercato dellelettricità tenderà a forzare fuori dal sistema un impianto anche se solo marginalmente più costoso.

Con lo sviluppo dei mercati, diventa estremamente difficile per eventuali investitori estimare i probabili impatti e il rapporto costi/benefici dellinvestimento in un nuovo impianto, dal momento che nei sistemi elettrici regolati dal libero mercato, tende a crearsi un incipiente carenza di capacità elettrica di picco, a causa delle difficoltà che hanno gli investitori di stimare accuratamente il ritorno economico, e per la necessità di indovinare ciò che farà la concorrenza.

                                     

7. Teleriscaldamento

Il teleriscaldamento, che consiste nella vendita di parte del calore prodotto dalla centrale a quartieri o città vicine, è unopzione molto praticabile in autunno e inverno, soprattutto nel caso di generatori a cella a combustibile idrogeno, a turbina a gas, oppure generatori diesel-elettrici. In Russia esistono centrali a carbone in mezzo alle città, che inviano calore al quartiere dove si trovano. Queste procedure riducono lefficienza del sistema di generazione elettrica, ma se si vuole evitare un eccessivo riscaldamento dellambiente, la vendita di calore agli edifici circostanti indirettamente riduce il costo complessivo dellelettricità prodotta.

                                     

8. Cogenerazione

La cogenerazione consiste nel bruciare un combustibile per produrre calore, e allo stesso tempo adottare dei sistemi che permettano la contemporanea produzione di elettricità con la stessa quantità di combustibile. Teoricamente il costo dellelettricità per cogenerazione è dato dalla differenza tra il costo della semplice caldaia e il co-generatore ammortizzato nel tempo come ad esempio il modello TANDEM che funziona con il gas naturale della rete, e aumentando il suo utilizzo questo valore tende a diventare minimo Ovviamente in primavera ed estate questo sistema non dovrebbe essere avviato, e si può ricorrere alla produzione di energia e di calore tramite pannelli solari.

                                     

9.1. Costi di assicurazione oppure quelli dovuti a incidenti Assicurazioni

Alcuni dei costi che incidono sul costo dellenergia sono di tipo assicurativo. Negli Stati Uniti dAmerica, gli imprenditori le imprese valutano attentamente queste spese, e molti affermano che lo scarso numero di centrali nucleari costruite negli USA dopo il 1986 sia dovuto a queste causa.

                                     

9.2. Costi di assicurazione oppure quelli dovuti a incidenti Danni certi, costanti e progressivi

Alcuni dei danni causati dallutilizzo di fonti di energia fossile, provocati dallutilizzo del carbone, del petrolio o anche del più pulito gas naturale non vengono adeguatamente tassati dagli stati sulle imprese. Il danno ambientale ad es. allagricoltura e al turismo e sanitario spese aggiuntive per i privati e per i sistemi sanitari nazionali ricade molto spesso soltanto sulla collettività. Per questa ragione è stata proposta la Carbon tax, come metodo per rendere più equa la ripartizione dei costi dovuti agli effetti collaterali della catena energetica.

                                     

9.3. Costi di assicurazione oppure quelli dovuti a incidenti Catastrofi

Per catastrofe si intende un incidente che provoca non soltanto la perdita fisica oppure delloperatività dellimpianto, ma un danno molto esteso, con danno letale a vite umane e animali anche al di fuori di esso, e la svalutazione o abbandono totale di terreni e immobili, e dei macchinari e/o industrie che si trovano in essi. Molto spesso le catastrofi hanno una gravità che supera il livello massimo del risarcimento garantito dalle assicurazioni, come è avvenuto ad esempio nel disastro del Golfo del Messico del 2010 che vide lesplosione e la perdita integrale della piattaforma petrolifera "Deep-Water Horizon" e successivamente una serie di danni ingentissimi causati dalla fuga di petrolio direttamente dalla verticale del pozzo, che ha danneggiato la pesca, il turismo e lecologia di parecchi paesi.

Attorno alla centrale di Černobyl anche se 2 reattori hanno continuato a funzionare è stato necessario evacuare definitivamente la popolazione nel territorio in un raggio di 50 km dalla centrale, abbandonando la recentemente costruita città di Pryp"jat. Si calcola che una simile evacuazione permanente dovrà essere eseguita attorno alla centrale nucleare di Fukushima Dai-ichi, cosa che implica lo spostamento definitivo di 100.000-200.000 persone, con labbandono di molte case e la cessazione di molte attività economiche.