Page 38 - RSE Energia elettrica anatomia costi
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I costi di generazione
delle fonti e delle tecnologie
ne di 3.100, corrispondenti ad un fattore di utilizzo (capacity factor) del
35%. Se gli impianti cogenerativi possono godere di un fattore di utilizzo
superiore a tale valore medio, quelli non cogenerativi ottengono valori
anche significativamente inferiori, vicini alle 2.000÷2.500 ore.
Per la stima del costo dell’energia prodotta da un impianto a ciclo
combinato, con i criteri già discussi nel paragrafo introduttivo di que -
sto capitolo, ci si riferisce ad una tipica centrale greenfield costituita
da 2 gruppi turbogas con potenza netta complessiva di circa 800 MW.
Si ipotizza un costo specifico di investimento al netto degli oneri
finanziari (overnight costs) pari a 650 k€/MW. Si consideri che negli
impianti con un solo turbogas, il costo della sola turbina a gas incide
per circa il 40% del totale costo di impianto, mentre il costo del GVR
è inferiore ad un decimo di quello della stessa turbina a gas.
Il tempo di costruzione è stimabile in 30÷36 mesi; cautelativa -
mente si assume un dato di 3 anni.
Il combustibile utilizzato è costituito da gas naturale. Il costo del
gas per gli operatori termoelettrici dipende dal fatto che essi siano
legati ai fornitori con contratti di lungo termine indicizzati ai prezzi
del petrolio, eventualmente con il vincolo ulteriore di clausole take-
or-pay, o che siano in grado di approvvigionarsi anche sui mercati
spot, che attualmente scontano prezzi inferiori. Vi è anche una ten -
denza a rinegoziare i contratti di lungo termine, introducendo una
parziale indicizzazione anche ai prezzi dei mercati spot più liquidi.
In ogni caso, il costo del combustibile incide pesantemente sul costo
dell’energia elettrica prodotta dai cicli combinati.
I costi annui di esercizio e manutenzione, stimati come percentuale
dei costi di investimento, sono un po’ superiori a quelli di una centrale
a carbone, pur tenendo conto di un costo del personale inferiore per il
minor numero di addetti. Più di tutto incidono i costi di manutenzione
dei turbogas. Ai fini del calcolo del LCOE, anche nel caso dell’impianto
a gas, il valore annuo risultante viene poi scomposto in costi fissi e va -
riabili, in rapporto di 7/9 (sulla base di una media di dati EPRI e DOE),
in funzione della potenza e dell’energia netta prodotta dall’impianto.
Il dato di rendimento, espresso con riferimento al PCI del combu -
stibile, è posto pari al 56%, dato un po’ inferiore ai valori dichiarati
per impianti di ultima generazione, ma ragionevolmente rappresen-
tativo del reale esercizio di un generico impianto, anche in conside-
razione delle frequenti fermate e variazioni di carico.
La vita utile è stata fissata in 20 anni, concordemente con quanto
solitamente esposto in letteratura.
Gli impianti a ciclo combinato sono destinati soprattutto a soddi-
sfare i carichi di punta e le inevitabili irregolarità di produzione del
energia elettrica, anatomia dei costi 37
delle fonti e delle tecnologie
ne di 3.100, corrispondenti ad un fattore di utilizzo (capacity factor) del
35%. Se gli impianti cogenerativi possono godere di un fattore di utilizzo
superiore a tale valore medio, quelli non cogenerativi ottengono valori
anche significativamente inferiori, vicini alle 2.000÷2.500 ore.
Per la stima del costo dell’energia prodotta da un impianto a ciclo
combinato, con i criteri già discussi nel paragrafo introduttivo di que -
sto capitolo, ci si riferisce ad una tipica centrale greenfield costituita
da 2 gruppi turbogas con potenza netta complessiva di circa 800 MW.
Si ipotizza un costo specifico di investimento al netto degli oneri
finanziari (overnight costs) pari a 650 k€/MW. Si consideri che negli
impianti con un solo turbogas, il costo della sola turbina a gas incide
per circa il 40% del totale costo di impianto, mentre il costo del GVR
è inferiore ad un decimo di quello della stessa turbina a gas.
Il tempo di costruzione è stimabile in 30÷36 mesi; cautelativa -
mente si assume un dato di 3 anni.
Il combustibile utilizzato è costituito da gas naturale. Il costo del
gas per gli operatori termoelettrici dipende dal fatto che essi siano
legati ai fornitori con contratti di lungo termine indicizzati ai prezzi
del petrolio, eventualmente con il vincolo ulteriore di clausole take-
or-pay, o che siano in grado di approvvigionarsi anche sui mercati
spot, che attualmente scontano prezzi inferiori. Vi è anche una ten -
denza a rinegoziare i contratti di lungo termine, introducendo una
parziale indicizzazione anche ai prezzi dei mercati spot più liquidi.
In ogni caso, il costo del combustibile incide pesantemente sul costo
dell’energia elettrica prodotta dai cicli combinati.
I costi annui di esercizio e manutenzione, stimati come percentuale
dei costi di investimento, sono un po’ superiori a quelli di una centrale
a carbone, pur tenendo conto di un costo del personale inferiore per il
minor numero di addetti. Più di tutto incidono i costi di manutenzione
dei turbogas. Ai fini del calcolo del LCOE, anche nel caso dell’impianto
a gas, il valore annuo risultante viene poi scomposto in costi fissi e va -
riabili, in rapporto di 7/9 (sulla base di una media di dati EPRI e DOE),
in funzione della potenza e dell’energia netta prodotta dall’impianto.
Il dato di rendimento, espresso con riferimento al PCI del combu -
stibile, è posto pari al 56%, dato un po’ inferiore ai valori dichiarati
per impianti di ultima generazione, ma ragionevolmente rappresen-
tativo del reale esercizio di un generico impianto, anche in conside-
razione delle frequenti fermate e variazioni di carico.
La vita utile è stata fissata in 20 anni, concordemente con quanto
solitamente esposto in letteratura.
Gli impianti a ciclo combinato sono destinati soprattutto a soddi-
sfare i carichi di punta e le inevitabili irregolarità di produzione del
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