Trigenerazione (Italian) PDF

Trigem ini Negli ultimi anni è nata la necessità di rinfrescare gli ambienti e di ottenere quindi un processo che consentisse anche la produzione di aria refrigerata per strutture civili. La trigenerazione consiste pertanto nella produzione combinata di energia elettrica, calore ed energia frigor...

Trigem ini Negli ultimi anni è nata la necessità di rinfrescare gli ambienti e di ottenere quindi un processo che consentisse anche la produzione di aria refrigerata per strutture civili. La trigenerazione consiste pertanto nella produzione combinata di energia elettrica, calore ed energia frigorifera. Vengono impiegati FRIGORIFERI: i più diffusi sono quelli a COMPRESSIONE, esistono poi AD ASSORBIMENTO che si distinguono dai primi per il tipo di alimentazione (i primi usano energia elettrica, mentre i secondi sfruttano il calore, sia EE che calore derivano da processo cogenerativo). La trigenerazione trova impiego per utenze caratterizzate dalla compresenza delle tre richieste energetiche. La domanda elettrica in genere è costante, mentre quella termica ha un picco di richiesta nei mesi invernali, quella frigorifera nei mesi estivi.\ I frigoriferi ad assorbimento in genere sono più efficienti e bilanciano meglio le tre domande poiché in quelli a compressione aumenta la domanda di energia elettrica poiché per funzionare richiedono energia elettrica. In quelli ad assorbimento invece uso il calore che altrimenti butterei via, per generare aria refrigerata: quindi questa tipologia di frigoriferi é energicamente più efficiente ma costa di più. Un frigorifero deve consumare energia perché è sede di una trasformazione non spontanea (devo buttare fuori il calore che entra: è contro il naturale flusso termico poiché il calore tende spontaneamente ad entrare nella stanza più fredda mentre io lo devo buttare fuori). Il ciclo più efficiente per eseguire un raffreddamento è il ciclo di Carnot inverso (in senso antiorario) (usiamo potenza per produrre calore). Il ciclo di Carnot inverso è quello tipico dei gruppi a compressione. page96image167707456page96image167706832page96image167714528page96image167714944page96image167715360page96image167715776page96image167716192page96image167716608page96image167717024page96image167717440 tttunpeatnra d i T \^ yaaa.ua. IÌÌ!t\'\ ( compressore alimentato 5 page96image83312976 ( di evaporazione TAMB DA RAFFREDDARE (dacui è tolto calore) s ll condensati. \- page96image167718480 temperatura ) \* → \' I1 i T Qui i perchéi l assorbe calore entra fluido ha u n a tetano nel da condotto raffreddore del quindi c o n E E, quindi c o n l ) page96image167718896 frigo : Il ciclo è però ideale: rappresenta un processo non spontaneo poiché entra calore a una temperatura e lo buttafuori ad una temperatura maggiore; per fare ciò devo spendere lavoro. Possiamo definire un rendimento detto COP (coefficient of performance). Non è chiamato rendimento poiché può essere maggiore di 1. page96image167719312 ÷! ! COMPRESSIONE ¥72\ =.at?\# = È\ = teneramente page96image167719728 Possiamo osservare che più Te e Tc sono vicine, ovvero più il ciclo è stretto, più il coefficiente è alto (in generale COPf≈ 3-4; dipende però anche dalla stagione perché fa variare Tamb esterno e Tc). page96image167720144 page97image163732384 EVAPORATORE CONDENSATORE  Un frigorifero con flussi termici diversi da quelli appena descritti è detto POMPA SI CALORE. Si tratta di un dispositivo che serve per riscaldare un ambiente prelevando calore dall'esterno e pompandolo all'interno ad una temperatura maggiore (è la stessa macchina di prima che funziona però in modo diverso). Si parla di impianto di condizionamento reversibile poiché la stessa macchina funge da frigorifero e da pompa di calore. Il ciclo è lo stesso di prima, cambia come guardo la macchina. à÷È÷ ÷of4f Q in QOUT Entra calore Qin ed un compressore lo fa salire e butta fuori aria calda (ma anche fredda nel caso in cui invertissi l'effetto utile). Nel nostro caso di pompa di calore l'effetto utile è il Qout. page97image163727808page97image83031280page97image163737376page97image163737792page97image163738208 QIN ⇒e page97image163738624 AMBIENTE DA page97image163739248page97image163739664 Coppe = % = m È = Tess - tasse page97image163740080page97image163740496 \- dat page97image163740912 Questi dispositivi sono detti SPLIT perché possiamo decidere come usarli a seconda che sia estate o inverno.  Coppa = It COPF → coppe ) 1 SEMPRE Una volta individuato il ciclo idealmente più efficiente, è necessario scegliere il fluido di lavoro che sia in grado di percorrere tale ciclo. Tuttavia non ci sono fluidi in grado di percorrere il ciclo di Carnot con componenti semplici ed è quindi necessario trovare delle alternative.\ Valutiamo il ciclo Rankine inverso. page98image163745440page98image163745856 i n sottoraffreddamento , a § confermazione compressione ( formiamo \~ h tt\" eletti\" È- snniscaedamento  \"\"\"\"\"°\#\ ←L III? are - - - - -\ \^ 2 i m m , o t aÈ ? compensare Thin leroyronatore ( evapora e surriscalda u n po\' ? Sono utilizzati specialmente cloro-fluoro- carburi (FREON), CFC (ora vietato e sostituito con HCFC e HFC). Bisogna valutare però due importanti parametri:\ 1) ODP (ozone depletion potential) la radiazione che proviene dal sole è pericolosa, ma lo strato di ozono si sta assottigliando. Si scoprì che questi fluidi danneggiano questo strato di ozono, sopratutto ai poli. Per questa ragione sono stati introdotti gli HCFC (riducendo emissioni di inquinanti); 2\) GWP (global warming potential) relativo all'effetto serra. Per questo nel 2015 è stato introdotto il HFC. fa,\ That condensatore Lozione a bassa T Nei tubi immettiamo un fluido più freddo che poi evapora, portando via del calore. Nel punto 4 abbiamo una T maggiore dell'ambiente esterno. Nel punto 7 abbiamo una perdita. page98image163747520page98image163748352 ÷÷÷÷÷÷:÷¥ Ém ilie.FI:2?gwca. / page98image163749392page98image163749808page98image163750224 Più Tc e Te sono vicine e più il rendimento è elevato. Le pompe di calore funzionano quindi bene nelle stagioni intermedie. Per il COPpc valgono le stesse considerazioni fatte per il COPf. page98image163750848 In un ciclo di questo tipo non possiamo usare l'acqua perché rischiamo che la T arrivi sotto zero e quindi ghiacci. I fluidi frigoriferi devono rispettare determinati requisiti: calore latente elevato, non devono solidificare, pressioni di evaporazione e condensazione non troppo basse e nemmeno elevate, non essere tossico, infiammabile, buona compatibilità con l'ambiente. page98image163751680page98image163752096 page99image163670384 Abbiamo considerato fino ad ora i frigoriferi a compressione (sono i più diffusi). É bene analizzare anche quelli ad assorbimento che presentano uno schema più complesso. I componenti sono gli stessi di quelli di un frigorifero a compressione, con la differenza che al posto del compressore si ha un dispositivo più complesso: comprimere vapore richiede una energia maggiore che comprimere un liquido. Per tale ragione si fa in modo che il gas sia assorbito in un liquido, in modo da dover comprimere il liquido stesso, la cui compressione richiede meno energia. Il vantaggio è che consumiamo la stessa energia elettrica perché dobbiamo far funzionare la pompa, ma sarà inferiore rispetto all'energia che avremmo impiegato se avessimo dovuto comprimere solamente il gas. In questi frigoriferi il fluido di lavoro è generalmente ammoniaca (NH3) o anche bromuro di litio. L'ammoniaca è assorbita nell'acqua che poi viene compressa nella pompa: si ha poi un generatore che scalda l'acqua facendo separare l'ammoniaca gassosa disciolta nell'acqua. Ecco perché i frigoriferi consumano calore: per separare la miscela. A questo punto l'acqua è decompressa attraverso una valvola di laminazione ed il ciclo ricomincia. page99image163672048page99image163673712page99image163669552page99image166741840page99image166748288page99image163744816page99image163741904page99image163744400page99image163742112page99image163743776 I frigoriferi ad assorbimento hanno come fonte energetica solo il calore del generatore poiché l'energia elettrica consumata è poca (Wis è molto minore di Qin del generatore, quindi Wis è trascurabile). ( 0Pa Quarantatre\ Qin, generatoret Wis,pnpa-\~ trascurabile page100image163848944 Fan \' evaporatore page100image163849360page100image163849776 I frigoriferi ad assorbimento costano di più di quelli a compressione. Possiamo paragonare i costi solo se consideriamo impianti di grossa taglia. page100image163850400page100image163850816  *GLI INQUINANTI* L'inquinamento é un aspetto importante dell'impatto ambientale dei sistemi di conversione energetica (nessun sistema ha impatto nullo ed altre tipologie di impatto possono riguardare l'aspetto estetico). Ci sono due tipologie di inquinamento:\ 1) inquinamento dell'aria legato all'emissione di inquinanti; 2\) cambiamenti climatici legati all'emissione di CO2.\ Facendo riferimento agli impianti che abbiamo considerato, possiamo dire che i principali combustibili fossili utilizzati sono carbone e gas naturale. Andiamo ad analizzare gli INQUINANTI PRIMARI (cioè derivanti direttamente dal combustibile). Impiantavano u s a n o il carbone\ - Ossidi DI ZOLFO SOX (502 , 503) → S è presente nel combustibile page101image163842496page101image166869216page101image163952240page101image163951616 NOX (NO ,\ - IDROCARBURI INCOMBUSTI \# c)(benzene)→ sono prodotti di combustione che n o n hanno \- \- (pileo, Pms, PM» )\ MONOSSIDO D I c a rb o n io a usano O S S ID I D I AZOTO Nox. In genere il predice che presentano comprando dimmi di diametro delle (c o) gas naturale. polveri si formano con alta T (7800°C) nella cam era NON → la combustione (s o n o idrocarburi policiclici PM (particolare mather) → sono sostanze presenti nel combustibile, molto volatili , come polvere. \- Ossidi di AZOTO di combustione all\'aumentare della T otteniamo page101image163951200 : che la reazione Nat02¥ Noa si sposta sempre più verso destra.  completato aromatici) page101image163950784 Im piantistic page101image163950368 -\ - IDROCARBURI INCOMBUSTI (HC) page101image163949952 MONOSSIDO D I c a rb o n io c o\ - Non abbiamo sax e PM perchéilgas non contiene Zolfoe non produceceneri.  \- Ci sono anche altre sostanze inquinanti dovute ai compositi acidi che si formano in atmosfera. Si tratta degli INQUINANTI SECONDARI. Questi sono i responsabili delle piogge acide che si formano di solito dalla reazione di ossidi di zolfo e ossidi di azoto con il vapore dell'aria. \- SOX ¥È-97 HZSOG (acido solforico) → danni a i monumenti, NO × HN 03 (acido mitico) agli edifici. Gli inquinanti sono normati: esiste un limite alle emissioni (le prime normative risalgono agli anni 60' in Italia per le automobili agli anni 90'). Nelle prime normative c'erano limiti sulla quantità di inquinante che cadeva a terra \[g/m3\]. Questo era eluso facilmente alzando i camini delle centrali così che disperdessero in una zona più ampia gli inquinanti. Ci fu un cambiamento nel 1989 quando si iniziò a limitare le emissioni in base ad analisi quantitative basate sulla produzione dei fumi. Questo tuttavia portò alla crisi di molte centrali poiché i metodi di depurazione costano molto ed erano necessari importanti interventi. Alcune centrali in particolare quelle più piccole adottarono il repowering: questo consentì di produrre di più ma inquinare meno. Si passò inoltre al ciclo combinato negli impianti a vapore. Fu pubblicata la Direttiva Europea del 2001/80/CE. L'unità di misura tipica degli inquinanti è una frazione molare: PPM=Lparti per milione) o M I \% 02 É necessario quindi conoscere la percentuale di O2 e non solo quanto inquinante è presente. Perché in questo modo non permetto la miscelazione dei fumi con l'aria prima dell'uscita e quindi la loro diluizione. Qualcuno infatti per rientrare con gli inquinanti avrebbe potuto insufflare ossigeno diminuendo così i milligrammi di inquinanti ma avrebbe sforato la percentuale di ossigeno presente nell'aria (21%). page102image164085968page102image164094496page102image164094912page102image164095328 Se tuttavia abbiamo 51 mg/Nm3 e 13% di O2 In teoria possiamo insufflare aria riportando i valori di inquinanti entro la soglia e non superare il 21% di ossigeno. Esiste un fattore di conversione che permette di ricondurre i mg/Nm3 misurati ai mg/Nm3 relativi al 15% di O2 della normativa. MA = malidi fumi;X% di02} concentrazione d i inquinanti ppmx 1 MB= mali di aria ; 21% 02 }2 concentrazione inquinanti = o Partiamo dai valori misurati per ricondurci ai valori desiderati e richiesti dalla normativa mediante una miscelazione virtuale con aria. Possiamo usare anche altre unità di misura: \[ detto normal metrocubo perché fa riferimento ad un metro cubo di gas in condizioni normali (0°C e 1 atm ). ⇒  (varia al variare del 0pm) Analizziamo ora i SISTEMI DI ABBATTIMENTO: sono sistemi che riducono le quantità di inquinanti nei fumi rendendoli conformi alla normativa. 1\) SCR (selective catalytic reduction = riduzione selettiva catalitica): si trova sopratutto nelle centrali a vapore e serve specialmente per l'abbattimento degli NOx. I fumi possono attraversare una serie di piccoli canali a sezione esagonale (a nido d'ape), essendo così a contatto con tante superfici. Ai fumi viene aggiunta ammoniaca (agente riducente) che tende ad assorbire ossigeno (limitando la formazione degli ossidi), portando alla formazione di vapore ed azoto (N2). La reazione è catalizzata dal vanadio o dal tungsteno presente sulle pareti dei canali (efficienza 85-90%). In genere questo sistema è posizionato subito dopo l'uscita della caldaia poiché richiede temperature di funzionamento¥intorno ai ( gesso) 3\) Precipitatore elettrostatico ESP (electro static precipitation): si tratta di un filtro elettrostatico per abbattere il particolato (in particolare PM10). I fumi passano attraverso due elettrodi caricando le particelle di PM che vengono poi attirate da un campo elettrico generato da una differenza di tensione.\ Per particolati più sottili (con granulometria più bassa) del PM10 si usano FILTRI A MANICHE. Questi prevedono che si soffi aria così che le particelle rimangano intrappolate all'interno di tessuti: è come se fossero dei grossi sacchi contenuti in una calza. 2\) Desolforatore FGD (flue-gas desulphuriser o wet scrubber): usato sempre negli impianti a vapore, è utilizzato per l'abbattimento degli SOx. Ha una efficienza del 90-95%. page103image164090128page103image164089920page103image164089296page103image164088880page103image164088464 Abbiamo valutato sino a questo momento gli inquinanti locali i quali determinano problemi di salute nelle zone in prossimità del punto di emissione. Dobbiamo anche considerare l'inquinamento della CO2 ovvero l'inquinamento globale è legato ai gas serra. Non c'è un impatto legato alla salute in questo caso ma è considerato come responsabile dei cambiamenti climatici. In Italia ed in Europa il contenimento di CO2 è ottenuto con un sistema di mercato detto CAP AND TRADE. Ad ogni impianto di emissione di CO2 è assegnata una soglia massima di CO2 che può produrre: sulla base di tale soglia si crea un mercato delle emissioni di CO2 poiché gli impianti che producono meno CO2 rispetto alla soglia possono vendere le quote non utilizzate, mentre gli impianti che ne producono di più possono comprarle. In questo modo è possibile restare all'interno dei limiti consentiti. Si tratta di un mercato abbastanza recente (2005) e il costo si aggira intorno ai 20/30 € alla tonnellata. CENNI STORICI \- Nel 1988 nasce IPCC (intergovernmental panel on climate change). Si tratta del momento in cui a livello mondiale ci si è mossi per contrastare l'aumento di CO2.\ - Nel 1992 nasce UNFCC (united national framework on climate change): a Rio de Janeiro c'è un summit per discutere le varie misure per ridurre produzione di CO2.\ - Dal 1995 ad oggi si tengono i COP (conference of parties).\ - Nel 1997 A valle di una COP è stato definito il protocollo di Kyoto (si sarebbero impegnati a ridurre le emissioni di CO2 al di sotto delle soglie del 1990).\ - Nel 2009 a Copenhagen si é cercato di individuare dei meccanismi per contenere la T.\ - Nel 2015 a Parigi sono usciti degli studi con previsione di contenimento di 1,5 °C in 50 anni. È difficile prevedere cosa accadrà se la T media crescerà così come prevedere quanta CO2 si deve o meno produrre e rilasciare. Tutto quanto fatto é in realtà un processo non realizzabile ma consente di mettere in moto una serie di processi restrittivi riguardanti la produzione di CO2. page104image164276384page104image164276800page104image164277216page104image164277632page104image164278048page104image164278464page104image164278880page104image164279296 *COSTO DI PRODUZIONE PER UNA CENTRALE* Il costo dell'energia prodotta dipende dal costo di generazione dell'impianto. Il costo dell'unità produttiva (1kWh) é dato dal rapporto tra i costi totali e i kWh prodotti dall'impianto. In realtà non è così semplice perché il capitale in gioco è rateizzato e i guadagni spalmati sulla vita dell'impianto: si deve ricorrere alla matematica finanziaria perché le somme che consideriamo sono collocate in anni diversi. Un importante investimento viene generalmente rateizzato e bisogna inoltre considerare che questo genera degli oneri finanziari; inoltre durante la produzione dell'impianto abbiamo somme di denaro che rientrano. Bisogna inoltre considerare se l'impianto è rinnovabile se necessita di modifiche,\...\ Spesso ci si appoggia ad un istituto di credito per avere il capitale (quindi bisogna considerare anche gli interessi). Per tenere conto del fatto che i flussi di cassa sono ripartiti in diversi anni, bisogna cercare di ricondurre l'analisi dell'impianto ad un unico anno (in genere il primo). Assumiamo il primo anno come anno medio ovvero si assume che ogni anno di funzionamento dell'impianto sia come il primo. E individuiamo su un \" page105image164300000 R1 è la quota di investimento annuale: è difficile da determinare.\ OMF sono i costi di manutenzione fissi (costi del personale ad esempio). € costo kWh= = \# = tanti costo kWh= Kwan , m im o PAREGGIO  disponibilità impianto : ipotizzo che per tutti gli a n n i di vita l\'impianto garantisca ÷. t a l e funzionamento page105image164300624page105image164301040page105image164301456page105image164301872 Possiamo avere 2 tipologie di impianti: impianti con grandi costi fissi (costruire l'impianto costa molto), ma bassi costi variabili (utilizzo di combustibili a basso costo come i combustibili fossili): impianti a vapore, nucleari, cicli combinati; impianti con bassi costi fissi ed alti costi variabili: turbine a gas.\ Vogliamo capire quale criterio utilizzare per costruire un impianto e come capire che tipo di impianto è il più conveniente. Entrambe le tipologie viste sono necessarie per ragioni tecnologiche (per discorsi relativi all'equilibrio della rete elettrica) e per soddisfare in modo efficace la richiesta giornaliera che è fortemente variabile nelle varie ore del giorno. page105image164302288page105image164302704page105image164303120 Consideriamo una giornata tipica: page106image164471536page106image83118720page106image164475280page106image164475696page106image164476112 Il BASE LOAD (carico di base) é la quantità di energia che deve essere sempre fornita a tutte le ore: è fornita con impianti del tipo a vapore, nucleari, combinati perché l'impianto funziona molte ore al giorno: ci troviamo alla destra del punto di pareggio dove questi impianti costano meno rispetto alle turbine a gas. Per soddisfare i picchi che sono presenti poche ore al giorno servono impianti flessibili e con poca inerzia: quindi usiamo turbine a gas anche perché sono impianti che funzionano per poche ore al giorno: ci troviamo alla sinistra del punto di pareggio dove le turbine a gas costano meno degli altri impianti. Per quanto riguarda le rinnovabili il costo del combustibile è nullo (costi variabili nulli), ma costi fissi mediamente più alti degli impianti tradizionali. Anche in questo caso paghiamo i kWh quindi il costo dipende dalle ore equivalenti di funzionamento. Meno ore equivalenti produco, maggiore è il costo del kWh (la pendenza). page106image164476528page106image164476944page106image164477360page106image83116368page106image164478400page106image164273680page106image167233568page106image167245840page106image167239600page106image167242928page106image167244592page106image167245424page106image167239184 page107image164548048page107image164550752page107image164548256page107image164544928page107image164545760 1\. INTRODUZIONE\ Viene riportata la metodologia di analisi del costo di produzione dell􏰀energia elettrica di un impianto nucleare ricorrendo ad un modello finanziario che calcola il *Levelized Unit Electricity Cost* (LUEC), costo unitario di produzione con un impianto di una data tecnologia. Il LUEC può essere assimilato al costo di fornitura dell􏰀energia elettrica, vale a dire il prezzo unitario di vendita, che permette di pareggiare tutti i costi di costruzione e funzionamento dell􏰀impianto. In altri termini il LUEC è il prezzo che azzera la somma dei flussi di cassa attualizzati per un periodo temporale pari alla vita economica dell􏰀impianto. Il calcolo viene eseguito a partire dai dati riportati nella seguente tabella. Un chiarimento delle principali voci è riportato nei paragrafi 2-7: page108image164534576page108image164535200 *Informazioni generali* Tipologia di reattore\ Potenza nominale, MW\ Rendimento elettrico del ciclo a vapore\ Vita economica (Utilizzata per il calcolo del LUEC che annulla il VAN), anni Disponibilità, ore/anno\ Tasso di inflazione medio del periodo considerato, % *Costi di capitale* Costo overnight, 􏰁/kW\ Costo FOAKE\ Sconto relativo a n-esimo esemplare\ Durata periodo di costruzione, anni\ Profilo di spesa durante il periodo di costruzione Rapporto capitale di debito/capitale proprio Tasso capitale di debito, %\ Tasso di remunerazione capitale proprio, % Tempo di rimborso del debito, anni Tempo di ammortamento (ai fini fiscali), anni Aliquota tasse, % *Costi di combustibile* Costo di acquisto, arricchimento e costruzione elementi, 􏰁/MWhth Costo di chiusura del ciclo, 􏰁/ MWhth *Costi di esercizio e manutenzione (O&M)* Costi (O&M) fissi, 􏰁/kW/anno Costi (O&M) variabili, 􏰁/MWh Costi di decommisioning EPR 1600 33% 40 8000 2 1800\ Non considerato\ Non considerato\ 7\ Rate annue costanti in valore reale\ 50/50\ 7\ 16\ Pari alla vita economica 15\ 40 1,5 0,5 53\ 0,6\ Non consideratopage108image164537072 2\. COSTI DI CAPITALE\ I costi di capitale sono particolarmente importanti nella determinazione della competitività di un impianto nucleare poiché gran parte del costo del kWh prodotto da un impianto di questo tipo è riducibile a questa categoria di costi. I costi di capitale sostenuti per la costruzione dell􏰀impianto (macchinario, attività di ingegneria e costruzione) sono influenzati da:\ - costo della tecnologia (anche definito come costo *overnight* di costruzione)\ - durata del periodo di costruzione e profilo di spesa del periodo page108image164470912page108image164471328page108image164471120 \- parametri finanziari del progetto che includono: (a) rapporto debito/capitale; (b) vita economica dell􏰀impianto; (c) periodo di rimborso del debito\ - oneri fiscali\ - tempo di ammortamento 2.1 STIMA DEL COSTO OVERNIGHT\ Il costo overnight è il costo che si avrebbe se la costruzione fosse 􏰂istantanea􏰃 (letteralmente: 􏰂nel corso di una notte􏰃) e fotografa quindi una situazione ideale, poiché nella realtà la realizzazione e la messa in servizio di un impianto nucleare è un􏰀attività di durata pluriennale. Esso quindi non comprende i costi finanziari sostenuti durante il periodo di costruzione. Le stime riportate in letteratura sono molto variabili, dipendendo da ipotesi spesso non esplicitate. Le più significative riguardano i fattori qui di seguito riportati: - \-  *Tecnologia costruttiva.* - \-  *Locali􏰄􏰄a􏰄ione geog􏰅afica dell􏰀impian􏰆o.* Può influire anche in misura rilevante su alcune - \-  *Costi di contingency.* Si tratta di imprevisti a carico del costruttore. Di norma la fornitura di - \-  *Costi di ingegneria di dettaglio legati alla prima installazione (FOAKE: First of a kind engineering).* Nello sviluppo di una nuova tipologia di reattore, una rilevante voce di costo è il progetto di dettaglio dell􏰀impianto a partire da quello di massima. Tale costo viene sostenuto nella realizzazione del primo esemplare, mentre i successivi beneficiano il larga parte del progetto di dettaglio relativo al primo esemplare. Si stima che i costi FOAKE, ancorché dipendenti dallo specifico reattore, comportano un incremento dei costi del primo esemplare fino al 30% del costo overnight. Ovviamente il fornitore può decidere, in base alle proprie politiche commerciali di ripartirli su più installazioni. In tal caso il peso relativo dei costi di ingegneria sulla prima unità si abbassa sensibilmente, riallineandosi ai costi delle unità successive. - \-  *Riduzione di costo per fattore di scala.* Man mano che vengono realizzati nuovi esemplari di una data tipologia di reattore, aumenta la competenza progettuale e realizzativi ed è possibile ridurre i costi di costruzione. L􏰀ammontare di tale riduzione viene solitamente espressa tramite la 􏰂regola del raddoppio􏰃. per ogni raddoppio del numero di impianti costruiti (2,4,8)si ha una riduzione rispetto ai costi di costruzione dell􏰀impianto precedente di circa il 5%. - \-  *Riduzione di costo per effetto della costruzione di più unità sullo stesso sito.* Un􏰀ulteriore riduzione dei costi si ottiene nel caso in cui sullo stesso sito siano costruite, nello stesso arco di tempo, due o più unità di produzione. Si stima un risparmio medio del 15% sul costo di costruzione di un singola unità di produzione. Si noti che tale riduzione di costo si aggiunge alla riduzione per fattore di scala sopra riportata. page109image164556992page109image164558032page109image164558448page109image164558864page109image164559280page109image164559696page109image164560112page109image164560528 2.3 PARAMETRI FINANZIARI DEL PROGETTO\ La caratterizzazione finanziaria del progetto richiede la definizione del profilo di spesa, del rapporto tra debito e capitale proprio, dei relativi tassi di interesse.\ Per quanto concerne il profilo di spesa durante la costruzione, quello più credibile è a campana, con la gobba collocata tra il secondo ed il terzo anno. Il costo del debito e del capitale proprio è la valutazione più controversa nella valutazione dei costi, con stime estremamente diversificate. Data la natura 􏰂capital intensive􏰃 di un reattore nucleare, ne conseguono forti differenze nella stima del costo finale dell􏰀energia. In questo caso si considera uno scenario caratterizzato da un 􏰂investimento a tassi di mercato􏰃 in cui si assume che l􏰀impianto nucleare sia finanziato come un qualsiasi progetto industriale sviluppato da investitori privati: approvvigionando le risorse finanziarie in parte con capitale proprio ed in parte con capitale a debito e vendendo l􏰀energia prodotta sul mercato libero. Pi􏰇 fonti sono concordi nell􏰀assumere per un investimento in un impianto nucleare un finanziamento al 50% con capitale a prestito.\ Un ultimo aspetto di natura finanziaria riguarda il periodo di rimborso del debito ed il tempo di ammortamento. Il primo è variabile con la tipologia di prestito concordata con l􏰀istituto di credito, mentre un valore tipico per il secondo è di 15 anni. 3 COSTI DI COMBUSTIBILE\ Le fasi di lavorazione del combustibile nucleare sono sostanzialmente due: la preparazione iniziale ed il trattamento dopo la combustione nel reattore. Nella prima fase i costi sono dovuti all􏰀acquisto del minerale, ai trattamenti chimico-fisici e di arricchimento dell􏰀isotopo fissile e di realizzazione dell􏰀elemento di combustibile vero e proprio da utilizzarsi nella centrale. Nella seconda fase, ai costi dei necessari trattamenti vanno aggiunti quelli per la sua collocazione in adeguati depositi (o, in alternativa, il suo processamento, separando le scorie dal combustibile ancora utilizzabile). La durata del ciclo risulta assai elevata: si può parlare di alcuni anni, se non si considera l􏰀immagazzinamento dei rifiuti radioattivi, ma includendo anche questa fase, la durata pu􏰈 crescere anche di parecchio.\ La valutazione del costo del combustibile risulta sempre da una sequenza piuttosto complessa di operazioni finanziarie, che per di più, vengono effettuate in tempi diversi, per cui non è corretto considerare una sommatoria di valori monetari, ma è invece necessario introdurre nei calcoli i valori attualizzati. I valori dei costi unitari del combustibile che vengono indicati dalle varie fonti, in generale non tengono conto in modo uniforme di tutte le operazioni finanziarie. A parte ciò non viene data in generale alcuna indicazione riguardo alla successione temporale di tali operazioni, cosa che impedisce una corretta valutazione sia dei costi di consumo, sia dei costi di investimento del combustibile. Per semplicità nel caso in esame il costo del combustibile verrà distinto in due voci considerate costanti in valore monetario reale (cioè si rivalutano anno per anno tenendo conto del tasso di inflazione): (i) costo di acquisto, arricchimento e costruzione elementi; (ii) costo di chiusura del ciclo. 4 COSTI DI ESERCIZIO E MANUTENZIONE (O&M)\ In questa voce figurano i costi del personale di esercizio ed amministrativo, le spese per le riparazioni componenti deteriorati gli altri costi fissi (ad es. le tariffe di connessione alla rete) indipendenti dall􏰀effettiva produzione dell􏰀impianto e tutti i costi per ripristinare e mantenere l􏰀impianto in efficienza durante la sua vita operativa. Le stime disponibili per questi costi sono piuttosto eterogenee, generalmente si distingue tra costi O&M fissi (espressi in 􏰁/kW􏰉anno) e variabili (espressi in 􏰁/kWh). A rendere elevati tali costi per una centrale nucleare influisce l􏰀elevato grado di qualificazione richiesto per il personale. 5 COSTI DI DECOMMISSIONIG\ Una voce di costo enfatizzata dai detrattori del nucleare è quella associata allo smantellamento degli impianti , o 􏰂decomissioning􏰃. Una fase questa, in cui emergono in questi anni le prime esperienze page110image233923936page110image233924560page110image233924976page110image233925392page110image233925808page110image233926224page110image233926640page110image233927056 concrete, dato che solamente ora vi si stanno avviando gli impianti della prima generazione e di taglia paragonabile a quella degli impianti attuali. Le stime più attendibili considerano per gli impianti di terza generazione un costo di decommissioning nel range del 10-30% del costo dell􏰀impianto. Per finanziare le spese di decommissioning si prevede di creare un fondo alimentato durante tutta la vita operativa dell􏰀impianto, soggetto a rivalutazione e utilizzato a fine vita dell􏰀impianto. 6 ULTERIORI ASSUNZIONI PER LA DEFINIZIONE DEL COSTO DI PRODUZIONE\ *Vi􏰆a economica dell􏰀impian􏰆o:* è la durata operativa dell􏰀impianto su cui calcolare il ritorno dell􏰀investimento. L􏰀investitore chiederà un tempo di ritorno il pi􏰇 basso possibile, compatibilmente con i prezzi che si potranno ottenere dalla vendita dell􏰀energia elettrica sul mercato. Pertanto il periodo di ritorno dell􏰀investimento pu􏰈 anche essere inferiore alla vita tecnica dell􏰀impianto. Nel caso di un impianto nucleare si sceglie un approccio conservativo fissando una durata della vita economica inferiore alla vita reale dell􏰀impianto (che pu􏰈 essere anche 60 anni) che qualsiasi business plan giudicherebbe eccessiva. L􏰀eventuale estensione del periodo di funzionamento avrebbe l􏰀effetto di un incremento del tasso di remunerazione del capitale e prudenzialmente non viene preso in considerazione in fase di preparazione del business plan. Per un impianto nucleare è ragionevole assumere una vita economica di 40 anni, decisamente superiore al valore impiegato nei business plan degli impianti convenzionali a carbone e ciclo combinato, dove la vita economica varia tra i 10 e 20 anni.\ *Fa􏰆􏰆o􏰅e di 􏰊􏰆ili􏰄􏰄o dell􏰀impian􏰆o:* definisce la percentuale di potenza installata netta effettivamente utilizzata per produzione durante tutta la vita dell􏰀impianto. Il fattore di utilizzo dipende dalla disponibilità (programmata e accidentale) e dalla durata di eventuali periodi di funzionamento non a pieno carico. Essendo gli impianti nucleari caratterizzati da un costo variabile di produzione molto basso essi operano come impianti di base e pertanto è corretto considerare un fattore di utilizzo (o una disponibilità) molto alto. Ci si attende che gli impianti di nuova generazione, in virtù delle loro caratteristiche costruttive, abbiano un fattore di utilizzo che supera il 90%.\ *Costi fiscali:* le imposte cui è soggetta l􏰀impresa che gestisce l􏰀impianto nucleare sono un aspetto particolarmente importante per valutare i flussi di cassa di un investimento. In generale gli oneri fiscali dipendono fortemente dallo Stato in cui viene installato ed esercito l􏰀impianto. Nel caso in esame il contributo fiscale viene calcolato a partire da un􏰀unica aliquota fiscale pari a 40%. 7 CALCOLO DEL COSTO DEL kWh\ La procedura per il calcolo del costo del kWh di un impianto può essere suddivisa in due fasi: - \-  determinazione del *first year carrying charge* che rappresenta l􏰀incidenza dell􏰀investimento iniziale sul costo dell􏰀energia prodotta nel primo anno di funzionamento. Viene determinato assicurando che la sommatoria dei margini operativi netti lungo tutta la vita utile dell􏰀impianto eguagli l􏰀investimento iniziale (par 7.1). - \-  Calcolo del costo del kWh in relazione ai costi complessivi sostenuti nell􏰀anno 1 preso come riferimento e la produzione di energia elettrica dell􏰀anno medesimo (par 7.2) page111image234135264page111image234136720page111image234137136page111image83262224 - 􏰋  f - 􏰋  d - 􏰋  r - 􏰋  Rd tasso di inflazione\ tasso di interesse nominale (cioè a moneta corrente) sul debito\ tasso di remunerazione nominale (cioè a moneta corrente) atteso sul capitale proprio (rendita intesa ad esempio come dividendo corrisposto agli azionisti)\ frazione del debito sull􏰀investimento 􏰋 Rr frazione degli impieghi propri sull􏰀investimento Rr = 1 􏰌 Rd da cui deriva:\ 􏰋 m tasso annuo di attualizzazione antetasse (costo pesato del capitale, a moneta corrente) m = Rd·d + Rr·r\ L􏰀investimento necessario a realizzare l􏰀impianto viene calcolato assegnando il costo overnight, ossia il costo istantaneo (come se l􏰀impianto fosse costruito in una sola notte) non inclusivo degli oneri finanziari durante la costruzione. Questo costo è comunemente definito quale 􏰂costo della tecnologia􏰃. - 􏰋  CT - 􏰋  TC - 􏰋  qK - 􏰋  EME - 􏰋  IT - 􏰋  OFDC - 􏰋  IA Costo della tecnologia totale dell􏰀impianto (overnight) in 􏰁 del dicembre dell􏰀anno di riferimento\ Durata della costruzione in anni (che termina nel dicembre dell􏰀anno 0)\ Frazione del CT pagata nel dicembre del K-esimo anno di costruzione dell􏰀impianto. Per semplicità nel nostro caso tutti i qK sono assunti uguali, e quindi qK = CT/TC Esborso monetario effettivo (in 􏰁 di anni mischiati) *TC*􏰌1*q* 􏰒*CT* *BORSA ELETTRICA* Il mercato oggi è libero. In Italia ci sono stati diversi cambiamenti: storicamente la produzione di energia era fatta da privati. Erano presenti gruppi privati come ad esempio Edison, Sade, Sip. L'Enel (ente nazionale energia elettrica) è nato nel 1962 ed ha acquistato tutte le società private. Con questo sistema il prezzo dell'energia era unico inoltre tutti potevano essere raggiunti dalla rete elettrica (per i privati le zone molto isolate in montagna non erano remunerative e quindi non si investiva). In questo modo i concetti di macro economia e le teorie economiche sono cambiati. Inoltre il nucleare ha perso un po' di fiducia dopo l'incidente di Chernobyl ed inoltre nacquero a poco a poco i cicli combinati. In Italia negli anni 90' a causa di ingenti tangenti ci fu un forte debito pubblico. A causa di tutti questi fattori sì è pensato di vendere delle quote privatizzandole (Enel è diventata una S.p.A.) eliminando in questo modo il monopolio e portando ad una riduzione dei costi. Esistono però dei vincoli: vincoli sulla quantità EE che può transitare per esempio.\ GME ( gestore del mercato elettrico) gestisce l'elettricità. Esistono diversi mercati ma questo è il più importante e si divide in due giorni. Cioè il giorno prima ed il giorno stesso. Oggi stabiliamo i prezzi di domani ed una volta stabiliti tutti possono vedere gli esiti del mercato. Ci sono altri mercati durante il giorno in cui si ridefiniscono prezzi e quantità. Gli esiti sono pubblicati da TERNA e si valutano le criticità (dovute a previsioni del tempo,\...). A fine giornata su determinati impianti si approvvigiona una certa energia di riserva a prezzo delle centrali. Il sistema è così abbastanza sicuro. L'Italia è suddivisa in più parti che vengono raggiunte in modo diverso ed inoltre esistono dei limiti di transito. page116image234558960page116image234567904page116image234566032page116image83706752page116image234565200page116image83706976page116image234558336page116image234558128page116image234560832page116image234556256page116image234558544page116image234560000page116image234560208page116image234559792page116image234560416page116image234583872page116image234583040 page117image234390336 }ore\ }TERNA page117image234568736page117image234568944page117image83717504page117image234731328page117image234684416page117image234684832page117image234685248page117image234685664page117image234686080page117image234686496page117image234686912page117image234687328page117image234687744 page118image234702672page118image234704336page118image234702880page118image234706832 t page118image234707248page118image234707664