Andrea Carrarini LM-PRN - Collegio Didattico di Ingegneria Civile

Corso di Laurea Magistrale in Ingegneria Civile per la Protezione dai Rischi Naturali
(curriculum Costruzioni Civili)
Relazione di fine Tirocinio
Percorso formativo sviluppato in cooperazione tra la società Wavenergy.it SRL, Spin-Off
Spin
dell’Università degli
li Studi Mediterranea di Reggio Calabria e l’Università degli
de Studi Roma Tre
“SISTEMI
SISTEMI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DALLE ONDE DEL MARE:
INDAGINI PRELIMINARI TECNICO-ECONOMICHE
TECNICO ECONOMICHE PER LA VERIFICA DI
FATTIBILITÀ DEI SISTEMI DI ULTIMA GENERAZIONE”
GENERAZIONE
Studente:
Tutor Aziendale:
Andrea Carrarini
Alessa
Alessandra
Romolo
Tutor Universitario:
Andrea Ferrante
a.a. 2014/2015
Sommario
1
INTRODUZIONE ........................................................................................................................ 3
2
LE CARATTERISTICHE DEL MOTO ONDOSO ..................................................................... 4
3
POTENZIALE ENERGETICO .................................................................................................... 5
4
CLASSIFICAZIONE DEI DISPOSITIVI WEC .......................................................................... 7
5
CARATTERISTICHE COSTRUTTIVE...................................................................................... 9
6
FUNZIONAMENTO .................................................................................................................. 12
7
STATO DELL’ARTE DEI SISTEMI OWC .............................................................................. 14
7.1
Principali realizzazioni ........................................................................................................ 14
7.1.1
Regno Unito ................................................................................................................. 15
7.1.2
Spagna .......................................................................................................................... 16
7.1.3
Portogallo ..................................................................................................................... 16
7.1.4
Italia ............................................................................................................................. 18
7.1.5
Norvegia ....................................................................................................................... 18
7.1.6
Irlanda .......................................................................................................................... 19
7.1.7
Giappone ...................................................................................................................... 19
7.1.8
India ............................................................................................................................. 21
7.1.9
Cina .............................................................................................................................. 22
7.1.10
Australia ....................................................................................................................... 22
8
EVOLUZIONE DEI SISTEMI OWC ........................................................................................ 24
9
CASO STUDIO .......................................................................................................................... 26
9.1
REWEC3 ............................................................................................................................. 26
10 CRITERI TECNICI ED ECONOMICI ...................................................................................... 29
10.1
LCoE ................................................................................................................................... 29
10.1.1
LCoE del POLIMI ....................................................................................................... 30
10.1.2
LCoE di Stanford ......................................................................................................... 32
10.2
Tasso di attualizzazione e costo del denaro......................................................................... 33
10.3
Organizzazione amministrativa ........................................................................................... 34
10.4
Valori di riferimento ............................................................................................................ 35
11 CONCLUSIONI ......................................................................................................................... 37
2
1 INTRODUZIONE
L’attività di tirocinio, svolta presso la società Wavenergy.it Srl, è stata indirizzata allo studio sullo
stato dell’arte dei dispositivi per la conversione dell’energia associata al moto ondoso e per la
produzione di energia elettrica, approfondendo lo studio della tecnologia REWEC3 brevettata dal
professor Paolo Boccotti dell’Università degli Studi Mediterranea di Reggio Calabria.
Sono state identificate diverse tecnologie per lo sfruttamento dell’energia ondosa e in vista di una
loro possibile commercializzazione, si sono individuati i criteri tecnici ed economici di massima per
la verifica di fattibilità e di efficienza economica dei diversi dispositivi.
3
2 LE CARATTERISTICHE DEL MOTO ONDOSO
L’energia del moto ondoso deriva dal movimento dell’acqua in prossimità della superficie libera. Le
onde si formano per effetto del vento sulla superficie dell’acqua e si propagano anche per migliaia di
chilometri (onde progressive che si propagano in campo indisturbato in assenza di ostacoli) (v. Figura
2.1).
Figura 2.1 – Caratteristiche onde progressive
Le onde reali hanno caratteristiche di frequenza e ampiezza che variano nel tempo e nei diversi punti del
campo e si descrivono mediante parametri equivalenti come l’altezza significativa e il periodo
significativo.
L’energia teorica associata al moto ondoso, espressa in termini di potenza per unità di larghezza del
fronte d’onda, può essere stimata nel campo della teoria lineare dalla seguente relazione:
=
∙ ∙
64 ∙
∙
con:
potenza (kW/m)
altezza significativa dell’onda (m)
densità dell’acqua di mare (1025 kg/m3)
accelerazione di gravità (9,81 m/s2)
periodo (s)
4
3 POTENZIALE ENERGETICO
Le zone con moto ondoso di maggiore contenuto energetico sono quelle esposte alle direzioni
principali dei venti oceanici ed in particolare le coste a nord-ovest del Nord America, a sud-ovest
del Sud America, le coste occidentali dell’Europa, le coste del Sud Africa, le coste neozelandesi e
quelle meridionali dell’Australia. I valori tipici medi annuali di energia del moto ondoso in mare
aperto, nelle zone più favorevoli, variano tra 20 e 70 kW/m con punte anche di 100 kW/m (v.
Figura 3.1).
Figura 3.1 – Energia del moto ondoso
Sulle coste italiane il mar Adriatico presenta un valore medio di energia delle onde di circa 2 kW/m,
il mar Jonio e il Tirreno hanno valori medi di circa 3 kW/m. Sulla costa nord occidentale della
Sardegna si raggiungono circa 9/10 kW/m. In Figura 3.2 è riportata una mappa con i valori medi
indicativi sulle coste italiane.
5
Figura 3.2 – Valori medi indicativi dell’energia derivante dal moto ondoso
L'energia del moto ondoso presenta diversi vantaggi rispetto ad altre fonti rinnovabili:
• maggiore diffusione e densità di energia:
• minore variabilità oraria e giornaliera;
• maggiore prevedibilità;
• maggiore continuità del fenomeno.
A fronte di questi vantaggi, l’energia del moto ondoso presenta delle limitazioni nel suo utilizzo, in
particolare:
• irregolarità dell’ampiezza, della fase e della direzione del moto;
• elevato carico strutturale in caso di condizioni meteorologiche estreme.
Questi aspetti rendono complessa la progettazione di apparati per lo sfruttamento di questa fonte di
energia.
6
4 CLASSIFICAZIONE DEI DISPOSITIVI WEC
I dispositivi per generare energia elettrica del moto ondoso sono denominati WEC (Wave Energy
Converter). Sono stati ideati molti dispostivi WEC, di cui diversi sperimentati in scala ridotta e
alcuni anche in piena scala in mare. Generalmente vengono classificati in base alla posizione
rispetto alla costa in cui sono installati; una seconda classificazione fa riferimento alla loro
posizione rispetto alla direzione di propagazione del moto ondoso, mentre una terza classificazione
si basa sul loro principio di funzionamento (v. Tabella 4.1).
In base alla posizione rispetto alla costa, i dispositivi WEC si distinguono in:
- shore-line, installati sulla linea di costa;
- near-shore, in acque poco profonde in prossimità della costa;
- off-shore, in mare aperto.
In base alla posizione rispetto alla direzione del moto ondoso, si dividono in:
- assorbitori puntuali, indifferenti alla direzione del moto ondoso, di cui sfruttano solo il moto
verticale;
- attenuatori, posti parallelamente alla direzione di propagazione del moto ondoso;
- terminatori, posti perpendicolarmente alla direzione di propagazione del moto ondoso.
In base al principio di funzionamento si classificano in:
- dispositivi a tracimazione;
- dispositivi a corpi oscillanti;
- dispositivi a colonna d’acqua oscillante.
7
CRITERIO
CATEGORIE
Posizione rispetto alla costa
Shore-line
Near-shore
Off-shore
Posizione rispetto alla direzione di
propagazione del moto ondoso
Assorbitori
puntuali
(indifferenti)
Attenuatori
(paralleli)
Terminatori
(perpendicolari)
Corpi
Colonna d’acqua
Principio di funzionamento
Tracimazione
oscillanti
oscillante
Tabella 4.1– Classificazione dei dispositivi
I dispositivi a colonna d’acqua oscillante (OWC, Oscillating Water Column) sono tra i più diffusi e
sicuramente tra i più promettenti per una più ampia diffusione perché presentano una serie di
vantaggi in termini di prestazioni, di limitata complessità e di ridotto impatto. Si basano sull’azione
di una colonna d’acqua oscillante all’interno di un contenitore chiuso nella parte superiore e in
collegamento con il mare in quella inferiore. Per azione del moto ondoso la colonna d’acqua oscilla
verticalmente, comprimendo ciclicamente il cuscino d’aria sovrastante, e convogliando il flusso
d’aria pulsante attraverso un condotto. Il moto pulsante dell’aria nel condotto può azionare una
turbina e generare energia elettrica.
I dispositivi OWC sono stati ampiamente sperimentati in condizioni reali di funzionamento, anche
se restano ancora da risolvere diversi problemi di carattere tecnico e da approfondire diversi aspetti
scientifici.
8
5 CARATTERISTICHE COSTRUTTIVE
I sistemi a colonna d’acqua oscillante (OWC) sono dispositivi per la produzione di energia dal moto
ondoso costituiti da una struttura di cemento o acciaio, parzialmente sommersa, aperta al di sotto
della superficie dell’acqua e al cui interno rimane intrappolata l’aria al di sopra del pelo libero
dell’acqua. Il moto oscillatorio del pelo libero dell’acqua all’interno dell’apparato, prodotto dal
moto ondoso, produce a sua volta un flusso d’aria che aziona una turbina accoppiata ad un
generatore elettrico (v. Figura 5.1).
Figura 5.1– Un dispositivo OWC
I sistemi OWC presentano diverse caratteristiche interessanti, tra cui il ridotto impatto ambientale,
potendo essere inglobati nelle strutture tipiche presenti sulle coste, quali le dighe foranee e i
frangiflutti, inoltre non interferiscono sensibilmente con l’ambiente marino e con le attività umane
che si svolgono sulle coste, come navigazione, pesca, balneazione ecc. e possono essere di ausilio
per tali attività, come l’alimentazione delle boe luminose.
Sono stati proposti un’ampia varietà di sistemi, ma soltanto alcuni prototipi a piena scala sono stati
costruiti e installati in acque aperte. La maggior parte dei sistemi di prima generazione sono
localizzati sulle coste o vicino alla costa, fissati al fondo del mare o su scogliere. Ci sono anche
proposte per l’installazione in mare aperto. Gli apparati collocati sulla linea di costa hanno il
vantaggio di una più semplice installazione e manutenzione e non richiedono l’ancoraggio in acque
profonde, né lunghi cavi sottomarini. Il minore contenuto energetico delle onde sotto costa può
essere parzialmente compensato con opportuna localizzazione, attraverso la concentrazione del
moto ondoso a seguito dei fenomeni di rifrazione e diffrazione.
9
Fin dall’inizio degli anni ’80 è stato scoperto teoricamente e dimostrato sperimentalmente che il
processo di assorbimento dell’energia delle onde può essere aumentato estendendo la struttura della
camera mediante pareti sporgenti, naturali o artificiali, nella direzione delle onde, in modo da
formare un imbocco o collettore. Questo concetto è stato messo in pratica nella maggior parte dei
prototipi.
Generalmente la struttura della camera degli OWC è in cemento, più raramente in acciaio, con
potenze installate fino a 500 kW per quelli realizzati e fino a 2 MW per quelli proposti ma sono stati
anche costruiti impianti più piccoli per finalità di ricerca o per frazionare la potenza prodotta su più
unità.
Il progetto e la costruzione delle strutture, oltre alla turbina ad aria, sono i punti critici della
tecnologia OWC e incidono maggiormente sul costo di produzione dell’energia; il costo maggiore è
legato alle opere civili.
L’integrazione della struttura dell’impianto nelle barriere frangiflutti ha diversi vantaggi, in
particolare i costi di costruzione sono ripartiti tra le due opere e le operazioni di accesso per la
costruzione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti risultano semplificate.
La struttura può essere gettata in loco, prosciugando il tratto di costa con apposite barriere oppure
può essere prefabbricata in cantiere e successivamente trasportata e parzialmente affondata sulla
costa. La parte superiore della struttura che emerge dall’acqua è provvista di aperture per
l’installazione delle turbine e per eventuali ispezioni.
Oltre alle strutture fisse, sono state proposte e sperimentate diverse soluzioni OWC di tipo
galleggiante. Questi apparati sono costituiti essenzialmente da condotti ancorati al fondo in modo
lasco, con un’estremità aperta e immersa nell’acqua e l’altra estremità fuori dell’acqua, con la
camera d’aria e la turbina. In seguito al movimento del condotto prodotto dalle onde, il livello
dell’acqua al suo interno varia e l’aria della camera si comprime e decomprime azionando la
turbina. Lo schema più semplice è costituito da un tubo verticale (Spar Buoy, v. Figura 5.2) a
simmetria assiale, insensibile alla direzione delle onde, che consiste essenzialmente di un lungo
tubo verticale parzialmente sommerso, fissato a un galleggiante che si muove verticalmente. La
lunghezza del tubo determina la frequenza di risonanza della colonna d’aria all’interno del tubo
stesso. Il flusso dell’aria spostata aziona una turbina in grado di alimentare, per esempio un segnale
luminoso, quindi questo dispositivo è utilizzato come boa di segnalazione.
10
Figura 5.2 - Spar Buoy
Una soluzione più complessa per l’OWC galleggiante utilizza tubi orizzontali ricurvi con tratto
verticale dalla parte della camera pneumatica; si sfrutta quindi il movimento di beccheggio e la
lunghezza del condotto può determinare una frequenza di oscillazione dell’aria più favorevole per il
funzionamento della turbina (v. Figura 5.3). Sono allo studio anche soluzioni con condotti inclinati,
in modo da sfruttare sia il moto di innalzamento, sia il beccheggio.
Figura 5.3 – OWC con tubi orizzontali ricurvi
11
6 FUNZIONAMENTO
Gli studi teorici sugli OWC mostrano che per ottenere le migliori prestazioni in termini di recupero
di energia la frequenza propria dei convertitori dovrebbe essere uguale alla frequenza delle onde, in
questo modo l’impulso forzante dovuto alle onde avrebbe impatto sul sistema in accordo con la sua
frequenza naturale.
Si può prendere come esempio l’altalena che oscilla: se si dà l’impulso nel momento in cui questa si
trova ad un estremo del suo ciclo si ottiene con poco sforzo un incremento della sua oscillazione,
viceversa lo stesso impulso in un momento diverso ha effetto minore o addirittura negativo.
Similmente all’altalena un sistema OWC ha il suo periodo di oscillazione propria o frequenza
naturale. Questo dipende da vari parametri del sistema, in particolare da:
- forma e dimensioni della camera;
- volume dell’aria nella camera;
- smorzamento prodotto dalla turbina.
La coincidenza tra la frequenza naturale del dispositivo e quella delle onde è però molto difficile
perché la prima è generalmente molto più alta della seconda, che nella realtà poi non ha una singola
frequenza, ma è la composizione di più frequenze. Inoltre le frequenze delle onde non sono costanti
nel tempo perché dipendono dalla variabilità casuale dei venti.
Pertanto è di fondamentale importanza nella progettazione della geometria dei dispositivi OWC la
frequenza di risonanza della colonna d’acqua oscillante al loro interno e le caratteristiche
fluidodinamiche del flusso d’aria che agisce sulla turbina. L’efficienza del sistema nella produzione
di energia dipende quindi dal corretto accoppiamento tra frequenza del moto ondoso, geometria
delle camere del dispositivo e caratteristiche della turbina.
Per ovviare a queste difficoltà sono state proposte alcune soluzioni innovative, tra sistemi di
controllo per il raggiungimento della condizione di risonanza per diverse condizioni ondose
incidente.
La soluzione a cavità multirisonante (MRC, multiple resonant cavity) è stata sviluppata dalla
Orecon Ltd, del Regno Unito, per impianto OWC galleggiante in cui ogni cavità è composta da tre
camere con uguale sezione, ma diverso volume e quindi diversa frequenza di oscillazione, in modo
da coprire un campo più ampio di frequenze d’onda.
12
I sistemi a controllo attivo agiscono sul dispositivo di conversione per modificarne le caratteristiche
in base alla frequenza delle onde incidenti.
Nel sistema U-OWC, sviluppato dall’Università di Reggio Calabria, descritto di seguito, le onde
non entrano direttamente nella struttura, ma agiscono da forzante esterna con un rendimento
maggiore.
Quindi a fronte di una relativa semplicità concettuale, lo sviluppo e la messa a punto dei dispositivi
OWC risulta notevolmente impegnativa sia dal punto di vista teorico che sperimentale, come
dimostrano le difficoltà incontrate in diversi impianti sperimentali e i problemi precedentemente
accennati ancora aperti.
13
7 STATO DELL’ARTE DEI SISTEMI OWC
7.1 Principali realizzazioni
I dispositivi OWC sono attualmente in fase di sviluppo e hanno già avuto applicazioni di carattere
dimostrativo in diversi Paesi e in alcuni casi sono anche stati connessi alla rete elettrica; in Europa
sono maggiormente impegnati in questo campo il Regno Unito, la Spagna, il Portogallo, l’Italia, la
Norvegia e l’Irlanda. Fuori dell’Europa partecipano a questi sviluppi soprattutto il Giappone,
l’India, la Cina e l’Australia.
I principali impianti OWC realizzati o in progetto sono elencati in Tabella 7.1.
Paese
Impianto
kW
Tipo
Località
Esercizio
Osprey
500
(2)
Dounreay, Scozia
chiuso nel 1995
Limpet
75
(1)
Islay, Scozia
dal 1988
Limpet 500
500
(1)
Islay, Scozia
dal 2000
Mutriku
296
(1)
Baia di Mutriku
dal 2011
Douro
750
Porto
sospeso
Pico
400
(1)
Azzorre
dal 2001
Italia
REWEC3
?
(1)
Civitavecchia
In costruzione
Norvegia
Toftestallen
500
(1)
Bergen
1985-1988
Irlanda
OE Buoy
40
(3)
Galvay
dal 2007
Sakata
60
(1)
Sakata
dal 1988
Kujukuri
30
Kujukuri
dal 1987
Sanze
40
(1)
Sanze
1983-1984
Mighty Whale
110
(3)
Baia di Gokasho
dal 1998
India
Vizhinjam
150
(1)
Trivandrum
1990-1995
Cina
Dawanshan
3
(1)
Dawanshan
dal 1990
Shanwei
100
(1)
Guangdong
Dal 2001
Kembla
450
(2)
Port Kembla
dal 2004
U.K.
Spagna
Portogallo
Giappone
Australia
Figura 7.1 - principali impianti OWC
Si riportano di seguito alcune caratteristiche dei principali impianti OWC sviluppati nei diversi
Paesi.
14
7.1.1 Regno Unito
OSPREY (Ocean Swell Powered Renewable EnergY - v. Figura 7.2), è un tipo di impianto OWC
per installazioni fino a 1 km di distanza dalla costa, su fondale con profondità fino a 15 metri.
Figura 7.2 - Modello 3D del dispositivo OSPRAY 1
OSPREY 1 è la prima realizzazione di questo concetto, costruito nel 1995 per essere installato 100
m al largo della costa di Dounreay nel nord della Scozia. L’impianto comprende un collettore in
acciaio a camera rettangolare con cisterne di zavorra trapezoidali, sempre in acciaio, per un peso
complessivo di 750 tonnellate, ancorato al fondo per gravità. Sulla parte superiore del collettore è
posto il modulo di potenza, contenente il gruppo turbina - generatore ad asse verticale e le
apparecchiature di controllo. Durante le operazioni di installazione un’onda gigantesca ha
danneggiato irrimediabilmente il sistema, che è stato poi abbandonato. La potenza di progetto era 2
MW. La società Wavegen ha successivamente riprogettato il dispositivo come OSPREY 2, con una
nuova struttura in acciaio composito e calcestruzzo, ma non ha avuto seguito la costruzione.
LIMPET (Land Installed Marine Pneumatic Energy Transfer) è un dispositivo OWC da installare
sulla costa (v. Figura 7.3) sviluppato a partire dalle ricerche svolte dalla Queen University di
Belfast nel 1985.
Figura 7.3 - Schema dell’impianto LIMPET
15
LIMPET 500 è l’impianto da 500 kW costruito vicino Portnahaven, sulll’isola di Islay, in Scozia.
La costruzione, iniziata nel 1998 è stata completata nel 2000. Il sistema comprende una struttura in
cemento con l’unità di generazione sulla parete posteriore. Utilizza turbine Wells collegate
direttamente all’albero del generatore e racchiuse in un apposito locale macchine. Sullo scarico
dell’aria c’è un attenuatore acustico.
Il dispositivo comprende 3 camere, ciascuna di dimensioni 6 x 6 metri, inclinate di 40° rispetto al
piano orizzontale. La forma inclinata delle camere ha mostrato di offrire un percorso più agevole
per l’ingresso e l’uscita dell’acqua, con minore turbolenza e minori perdite di carico.
Nella parte superiore il LIMPET ha una singola apertura, attraverso la quale l'aria è forzata,
muovendo due turbine Wells controrotanti. Ogni turbina aziona un generatore di 250 kW, per una
potenza massima complessiva di 500 kW. Questo impianto ha soddisfatto gran parte del fabbisogno
di energia elettrica dell’isola di Islay da quando è diventato operativo nel 2000.
7.1.2 Spagna
L’impianto di MUTRIKU, nei Paesi Baschi, è integrato nella barriera frangiflutti della baia di
Mutriku nel Golfo di Biscaglia (v. Figura 7.4)
Figura 7.4 - Sezione dell’impianto Mutriku
L'impianto è costituito da 16 camere e 16 gruppi di turbine Wells con generatore elettrico da 18,5
kW ciascuno per un totale di 296 kW. È operativo dal novembre 2011.
Le dimensioni della camera d'aria sono: 4,5 m di larghezza, 3,1 m di profondità e 10 metri altezza.
La tecnologia è della Wavegen, società controllata dalla Voith Siemens Hydro ed è stata
precedentemente testata in Scozia nell’impianto dimostrativo Limpet.
7.1.3 Portogallo
Il progetto dell’impianto di DOURO, da 750 kW, è stato proposto per un finanziamento europeo nel
2006, ma dopo la fase progettuale non è stato ancora realizzato. Il progetto prevede l’installazione
16
su una diga frangiflutti alla foce del fiume Douro, presso la città portoghese di Porto e consiste in
due camere equipaggiate con 3 turbine Wells. (v. Figura 7.5)
Figura 7.5 - Progetto dell’impianto di Douro
L’impianto di PICO (v. Figura 7.6) è installato sulla costa nord dell’isola di Pico, la maggiore del
gruppo centrale delle isole Azzorre. La località è caratterizzata da un grande potenziale energetico,
favorito dalla forma della costa, che agisce come un concentratore naturale di energia. L’impianto,
progettato come unità di prova in scala 1:1, ha una potenza complessiva di 400 kW e utilizza
turbine tipo Wells. L'energia elettrica viene immessa nella rete locale.
Figura 7.6 - Impianto OWC all’isola di Pico (Azzorre)
La costruzione delle opere civili è durata dal 1996 al 1998 e l'impianto è stato completato alla fine
del 1999. A causa di alcuni danni da inondazione alle apparecchiature elettriche e di controllo,
l’entrata in servizio è avvenuta nel 2001.
L'impianto comprende un collettore di calcestruzzo gettato in loco, con la parete posteriore
rinforzata e l'unità di generazione installata immediatamente dietro il restringimento superiore della
17
parete superiore. La turbina è di tipo Wells ad asse orizzontale e insieme al generatore è situata in
sala macchine.
7.1.4 Italia
In Italia da diversi anni opera in questo settore l’Università Mediterranea di Reggio Calabria, che ha
già realizzato diversi prototipi in scala ridotta e sta portando avanti la progettazione e la costruzione
di un prototipo in scala reale di un concetto innovativo denominato REWEC3 (REsonant Wave
Energy Converter) o U-OWC.
Per le caratteristiche si rinvia al capitolo (Capitolo 9 della presente relazione) dedicato a questa
tecnologia.
7.1.5 Norvegia
L’impianto pilota di TOFTESTALLEN da 500 kW, a colonne d'acqua multi risonati, è stato
costruito dal maggio 1984 al novembre 1985. Il dispositivo è costituito da una torre in acciaio alta
circa 20 m al di sopra di una struttura in calcestruzzo fissata al fondo del mare (v. Figura 7.7).
Figura 7.7 - Impianto di Toftestallen
Il sistema utilizza una versione modificata della turbina Wells, in grado di funzionare a 1500 rpm.
La potenza di generazione è compresa tra 100 e 500 kW.
Il sistema ha funzionato in modo soddisfacente, fornendo energia elettrica alla rete, ma nell'ultima
settimana del 1988 è stato gravemente danneggiato dalle cattive condizioni metereologiche e
successivamente dismesso.
18
7.1.6 Irlanda
Il dispositivo denominato OE BUOY ha operato a Spiddal, vicino Galway, tra il 2007 e il 2009
come impianto di prova in scala 1:2. Dal marzo 2011 è stato ricollocato nello stesso sito per
acquisire dati nell’ambito del progetto europeo Cores. È un dispositivo OWC galleggiante a tubi
orizzontali, con imboccatura rivolta lontano dalla direzione dell'onda, in grado di sfruttare con
buona efficienza i movimenti del sistema galleggiante prodotti dalle onde. Il sistema ha una forma
compatta ed è realizzato con tecniche di costruzione navale convenzionali. (v. Figura 7.8)
Figura 7.8 – Impianto OE Buoy
7.1.7 Giappone
L’impianto dimostrativo di SAKATA è costituito da OWC con cinque camere, inserito nella diga
foranea del porto industriale di Sakata, in Giappone. È operativo dal 1989 con solo tre camere
utilizzate per la produzione di energia mediante un gruppo turbo-generatore da 60 kW, che potrà
essere sostituito da uno da 130 kW (v. Figura 7.9).
Figura 7.9 – Schema dell’impianto OWC di Sakata
19
La tecnica di costruzione del cassone prevede la realizzazione del getto in cemento armato in bacino
di carenaggio, il rimorchio nella posizione finale e il successivo completamento in loco.
Le dimensioni del cassone sono circa 20 m x 25 m in pianta e 27 m di altezza; la profondità
operativa dell'acqua è di circa 18 m . La parete anteriore del cassone è inclinata a 45° per ridurre la
spinta orizzontale e favorirne la stabilizzazione mediante la componente verticale verso il basso.
L’impianto OWC da 30 kW di KUJUKURI (v. Figura 7.10), costruito nel 1987, con 10 camere, si
discosta dai sistemi precedenti per il collegamento tra le camere per mezzo di un collettore ad alta
pressione. In questo modo è richiesta un’unica turbina che lavora a portata relativamente uniforme.
Figura 7.10 – Impianto OWC di Kujukuri
L’impianto OWC da 40 kW di SANZE sulla costa occidentale del paese (v. Figura 7.11), costruito
nel 1983 è il primo sistema del genere a grandezza naturale ed è costruito sulla costa, in
un’insenatura naturale che concentra l'energia delle onde sull’ingresso del dispositivo. È dotato di
due turbine Wells. Ha funzionato per sei mesi con buoni risultati.
Figura 7.11 - Impianto OWC di Sanze
20
MIGHTY WHALE (v. Figura 7.12) è un dispositivo OWC galleggiante, sviluppato in Giappone e
realizzato come prototipo a piena scala nel 1996 e provato in mare a partire dal 1998. L’apparato
consiste in una struttura galleggiante lunga 50 metri, larga 30 metri, con pescaggio di 12 metri e
dislocamento di 4400 tonnellate con 3 camere affiancate nella parte frontale e serbatoi di
galleggiamento. Ogni camera ha una turbina e un generatore. La potenza installata complessiva è di
110 kW. L’apparato è stato piazzato all’imboccatura della baia di Gokasho, nella prefettura di Mie,
in Giappone nel 1998 e testato per molti anni.
Figura 7.12 – Mighty Whale
7.1.8 India
L’impianto pilota OWC di VIZHINJAM, da 150 kW, è stato costruito nel 1991 davanti alla diga
foranea del porto per pescherecci di Vizhinjam, presso Trivandrum in India (v. Figura 7.13). Ha un
cassone in cemento armato cellulare da 3000 tonnellate sormontato da una torre di acciaio. Il
cassone è largo 23 m, lungo 17 m e alto 15 m. L'ingresso della camera ha 10 m di larghezza e 6 m
di altezza. La parte superiore della camera ha un doppio guscio di dimensioni 10 m x 8 m. Il
modulo di potenza si trova nella torre in acciaio, con diametro 2 m e altezza 3 m.
Figura 7.13 – Vista dell’impianto OWC di Vizhinjam
21
L'efficienza idrodinamica è incrementata mediante il prolungamento delle pareti laterali della
camera verso il mare, in modo da regolare le frequenze d'onda diverse in un range ottimale. La
turbina è collegata direttamente alla rete elettrica locale.
L'impianto è stato utilizzato per testare diversi tipi di apparecchiature di generazione; ha funzionato
con successo, fornendo dati per lo sviluppo di un nuovo progetto di 10 unità OWC con una capacità
totale complessiva di 1,1 MW.
7.1.9 Cina
L’impianto sperimentale da 3 kW è installato sulla costa dell’isola di DAWANSHAN, alla foce del
fiume Pearl nel Mar della Cina meridionale. Il dispositivo ha una camera d’aria larga 4 m e
profonda 3 m, collegata con una turbina Wells da 3 kW. Il sistema ha operato per breve tempo a
scopo di test e le prove vennero considerate soddisfacenti.
L’impianto da 100 kW di SHANWEI, nella provincia di Guangdong, è un OWC installato sulla
costa, costituito da due camere con una larghezza totale di 20 m. Ha iniziato ad operare nel 1999.
7.1.10 Australia
La compagnia australiana Energethec, che nel 2007 ha cambiato il suo nome in Oceanlinx Ltd. ha
sviluppato una tecnologia che utilizza un collettore a forma di parabola e lo ha sperimentato a
KEMBLA, in Autralia, nel 2005; la principale novità è la notevole dimensione della parete
convergente rispetto all’apparato OWC. La Figura 7.14 riporta un modello del dispositivo.
Figura 7.14 – Modello dell’impianto OWC di Kembla
L’impianto di Kembla è un OWC dimostrativo da 300 kW, 200 m al largo presso il porto di
Kembla, a circa 100 chilometri a sud di Sydney. Ha una struttura a frangiflutti portuale con cavi di
22
ormeggio e gambe di appoggio sul fondo marino. La turbina utilizzata è la Denniss-Auld, una
turbina bidirezionale, alternativa alla turbina Wells. È entrato in servizio alla fine del 2004 per un
esercizio dimostrativo di 3 anni. Nel 2009 l’impianto è stato ristrutturato e portato a 450 kW col
nome MK1. Nel 2010 sullo stesso schema venne realizzato un terzo impianto da 2,5 MW
denominato MK3PC che però, dopo 3 mesi di funzionamento soddisfacente con collegamento alla
rete elettrica, venne affondato da una tempesta.
Il primo dispositivo, da 300 kW, aveva circa 36 m di lunghezza, 35 m di larghezza e imboccatura di
forma parabolica per concentrare l'energia delle onde su una piccola area: per ottenere la massima
efficienza di cattura, il dispositivo deve essere allineato in modo che la direzione di propagazione
delle onde sia parallela all'asse di simmetria del concentratore parabolico.
23
8 EVOLUZIONE DEI SISTEMI OWC
Le tecnologie per l’utilizzazione dell’energia da moto ondoso sono denominate WEC (Wave Energy
Converter); ne sono state concepite e sperimentate diverse, basate su vari principi fisici. Le più
promettenti e idonee per il tipo di moto ondoso tipico del Mediterraneo sono quelle basate sul
principio della colonna d’acqua oscillante, note come OWC, ed in particolare il sistema U-OWC in
fase di avanzato sviluppo da parte dell’Università Mediterranea di Reggio Calabria.
Strutturalmente la tecnologia U-OWC si basa su un elemento strutturale, il cassone in calcestruzzo
armato, analogo a quelli comunemente utilizzati per le opere portuali come dighe foranee e barriere
frangiflutti e svolge la stessa funzione, oltre alla produzione di energia elettrica. Pertanto in caso di
costruzione o ristrutturazione di porti, il costo dell’intervento si riduce al costo marginale,
relativamente limitato.
La produzione di energia dal moto ondoso, insieme a quella dalle correnti marine, rappresenta per
l’Italia una grossa opportunità in conseguenza del suo notevole sviluppo costiero, tuttavia le
caratteristiche dei mari che circondano l’Italia rendono poco adatti i dispositivi già sviluppati e utilizzati
in altri paesi e si rende quindi necessario uno sviluppo tecnologico specificamente mirato alle particolari
condizioni del mare e delle coste italiane.
Rispetto ad un tradizionale OWC, un impianto REWEC3 risulta costituito dall’addizionale condotto
verticale che è collegato alla camera di assorbimento mediante un tubo ad U nella parte anteriore
della diga lato mare. Per questo motivo, tali impianti possono essere considerati degli U-OWC. La
differente configurazione strutturale
determina
delle
significative
differenze
nell’idrodinamica che si instaura all’interno della struttura e, quindi, modifica sostanzialmente, in
termini di resa e di efficienza, i risultati prodotti dai due diversi tipi di impianti.
Infatti, negli U-OWC (REWEC3), rispetto agli OWC, le onde non entrano all’interno della
struttura, ma agiscono da forzante per instaurare il moto di compressione e decompressione della
sacca d’aria all’interno dell’impianto.
Tali impianti innovativi REWEC3 sono stati brevettati dal Prof. Paolo Boccotti sia in ambito
Nazionale (Brevetto Italiano N. 1332519) che Europeo (European Patent N. EP1518052B1).
Le stime di produzione di energia elettrica, a parità di condizioni ondose e di tipologia di
turbina/generatore, sono migliori per gli impianti REWEC3 rispetto ai classici OWC (Boccotti 2007
Ocean Engineering). Un confronto tra i tradizionali OWC e gli U-OWC ha, infatti, mostrato come
gli ultimi consentono di assorbire una quantità di energia ondosa molto maggiore di quella dei
24
classici OWC, sia per gli stati di mare più intensi interagenti con la struttura, che per quelli più
deboli (per dettagli, si rimanda a Boccotti, 2007 Ocean Engineering).
L’introduzione del condotto ad U consente, infatti, la regolazione del periodo proprio di
oscillazione dell’impianto, al fine di dimensionare lo stesso in fase di progettazione in maniera tale
che il periodo proprio di oscillazione coincida con il periodo di picco degli stati di mare cui è
associata la maggiore quantità di energia ondosa (ricavata considerando intensità e frequenza del
moto ondoso) che investe la diga nell’arco di un anno.
Ciò consente di garantire il naturale verificarsi delle condizioni di risonanza in corrispondenza delle
migliori condizioni ondose per lo sfruttamento dell’energia, ottimizzando le performance
dell’impianto. Nei tradizionali OWC, invece, il realizzarsi delle condizioni di risonanza richiede
l’attuazione di sistemi tecnologicamente complessi per il controllo di fase di ogni singola onda,
capaci di determinare una risonanza forzata del sistema (Sarmento et al. 1985, Korde 1991).
25
9 CASO STUDIO
9.1 REWEC3
Nel settore della produzione di energia dalle onde di mare, un’importante attività di ricerca è stata
svolta presso l’Università Mediterranea di Reggio Calabria, ed il suo laboratorio naturale di
ingegneria marittima NOEL (www.noel.unirc.it). L’attività è stata avviata a seguito di alcuni
brevetti del Prof. Paolo Boccotti, l’ultimo dei quali riguardava una diga a cassoni REWEC3 in
grado di convertire l’energia ondosa in energia elettrica (“Brevetto Italiano N. 1332519; European
Patent N. EP1518052B1”). Il REWEC3 (REsonant Wave Energy Converter, noto anche come
U-OWC – ossia un OWC con un tubo ad U addizionale) è un dispositivo avanzato per lo
sfruttamento dell’energia ondosa. Rispetto agli OWC tradizionali, i REWEC hanno migliore
efficienza in termini di assorbimento di energia.
L’idrodinamica dei REWEC è stata studiata, presso l’Università Mediterranea, sia con un approccio
analitico, sia con due esperimenti in scala ridotta eseguiti nel laboratorio naturale di ingegneria
marittima (v. Figura 9.1). I risultati, oltre a trovare collocazione editoriale su alcune riviste
internazionali (Boccotti, 2004, 2007, 2011; Arena et al., 2007), hanno confermato i principi di
funzionamento degli impianti REWEC.
Figura 9.1 - L’esperimento nel laboratorio naturale NOEL su un modello in scala 1:10 di una diga tipo REWEC3.3
26
Nel 2005, al fine di favorire lo sfruttamento industriale del brevetto, è stata costituita la società
denominata Wavenergy.it, riconosciuta come Spin-Off dell’Università Mediterranea di Reggio
Calabria. La Figura 9.2 riporta lo schema di un REWEC3: il cassone modificato è costituito da un
condotto verticale (1) nella parte anteriore interagente con il moto ondoso incidente attraverso
un’imboccatura superiore (2). Tale condotto è, poi, collegato ad una camera di assorbimento (3)
attraverso una luce di fondo (4). La camera (3) è posta in contatto con l’atmosfera mediante un
condotto (5), nel quale viene alloggiata una turbina self-rectifying (6) per la conversione
dell’energia ondosa in energia elettrica. La camera di assorbimento (3), in assenza della turbina, è
collegata all’atmosfera da un tubo di sfiato, mediante un condotto che collega detta camera
all’atmosfera, il quale consente la sicurezza ed il corretto funzionamento dell’impianto anche senza
turbina. All’interno della camera di assorbimento è contenuta una massa d’acqua (3a) nella parte
inferiore ed aria (3b) nella parte superiore. Per effetto del campo di moto ondoso interagente con la
struttura, si instaurano sull’imboccatura del condotto verticale (2) delle fluttuazioni di pressione,
che determinano delle oscillazioni all’interno della massa d’acqua contenuta nel condotto e nella
camera di assorbimento, corrispondenti alle fasi di cresta e di cavo d’onda. Conseguentemente, la
sacca d’aria all’interno della predetta camera (3b) viene alternativamente compressa ed espansa,
generando una corrente d’aria all’interno del condotto (5), che collega la camera con l’atmosfera, il
cui verso si inverte ogni mezzo periodo d’onda.
Figura 9.2 - Schema costruttivo di un cassone modificato con tecnologia REWEC3 a celle indipendenti per la
conversione di energia ondosa in energia elettrica.
27
Recentemente si stanno sviluppando alcuni progetti per l’inserimento di cassoni REWEC3
all’interno di dighe foranee per la protezione di porti. Tale scelta progettuale è favorita dal fatto che
il cassone REWEC3, rispetto ai cassoni tradizionali, largamente utilizzati per la realizzazione di
porti, assolve le stesse funzioni con il vantaggio di potere produrre energia elettrica con un limitato
incremento dei costi. Il primo prototipo di un cassone REWEC3 in Italia, per la produzione di
energia elettrica dalle onde di mare, sta per essere ultimato nel Porto di Civitavecchia.
Inoltre, un interessante caso studio consisterà nella realizzazione di un cassone REWEC (di tipo
3/3) all’interno del nuovo porto turistico di Formia (LT), denominato ‘Marina di Cicerone’.
Infine, la Figura 9.3 riporta un’immagine tridimensionale del Marina di Cicerone, con una sezione
del cassone attivo REWEC3.
Figura 9.3 – Vista tridimensionale del Marina di Cicerone
28
10 CRITERI TECNICI ED ECONOMICI
10.1 LCoE
La valutazione dei costi dell’energia elettrica prodotta è effettuata secondo la metodologia del costo
annuo equivalente (CAE) e del “levelised cost of electricity” (LCOE) secondo la procedura di
calcolo riportata nel seguito.
Secondo l’IEA:
“ La nozione di LCOE è uno strumento molto agevole per confrontare i costi unitari di diverse
tecnologie di generazione elettrica lungo il loro intero ciclo di vita economica o in un lasso di
tempo determinato. LCOE corrisponde ai costi che dovrebbe assumersi un investitore ipotizzando
la costanza della quantità e dei costi di produzione. In sostanza il tasso di attualizzazione utilizzato
nel calcolo del LCOE riflette il ritorno sul capitale investito in assenza di specifici rischi
tecnologici o di mercato. Dato che normalmente tali rischi esistono vi è una divaricazione tra
LCOE ed i costi reali sopportati da un investitore che operi su mercati elettrici reali, ciascuno
normalmente caratterizzato da proprie specifiche incertezze. Nonostante questi limiti LCOE rimane
lo strumento generalmente considerato più trasparente per valutare i costi della generazione
elettrica ed è ampiamente utilizzato per confrontare i costi di diverse tecnologie e per metter a
punto modelli od eseguire analisi di politica energetica. LCOE approssima meglio i costi reali
della produzione elettrica in mercati elettrici monopolistici o amministrati con garanzie sui prestiti
e con prezzi regolati piuttosto che in mercati competitivi e con costi variabili”.
L’ampio sostegno dato dalla BCE (Banca Centrale Europea) e dal sistema bancario nazionale al
finanziamento delle fonti rinnovabili unito alla periodica revisione dei parametri economici da parte
del regolatore che tempera le inevitabili incertezze fanno ritenere che le fonti rinnovabili si
muovano in un quadro di mercato sostanzialmente amministrato e che quindi la metodologia LCOE
è quasi certamente la più indicata per l’esecuzione di analisi economiche.
Come formulazioni di riferimento si sono prese quella dell’Università del Politecnico di Milano e
quella dell’Università di Stanford di seguito descritte.
29
10.1.1 LCoE del POLIMI
Per il calcolo del LCOE è stato implementato un modello di calcolo in cui i dati di input e le
convenzioni adottate sono:
1) fattore di utilizzo: ore equivalenti;
2) potenza netta dell’impianto: kWe;
3) costi di investimento specifici sulla potenza netta: €/kWe );
4) costi specifici di personale: €/kWe anno;
5) costo specifico del combustibile: €/kWe anno;
6) costi di manutenzione ordinaria : €/kWe anno;
7) accantonamenti per i costi di manutenzione straordinaria : €/kWe anno;
8) costo di assicurazione: €/kWe anno;
9) costo di smaltimento rifiuti: €/kWe anno;
10) costo dei canoni : €/kWe anno;
11) costo ICI : €/kWe anno;
12) valore residuo specifico dell’investimento al termine del periodo di attualizzazione
considerato: €/kWe anno;
13) durata del periodo di attualizzazione: dai 12 ai 15 anni (durata dei CV pre e post 2008)
14) tasso di attualizzazione;
15) tasso di inflazione;
16) durata della realizzazione dell’impianto.
I costi d’investimento comprendono i costi di progettazione, di sviluppo del progetto, i costi delle
opere civili, delle opere elettriche di connessione alla rete e delle pratiche autorizzative.
La vita tecnica degli impianti considerati è mediamente di 20 anni e superiore ai 30 per gli impianti
idraulici e geotermici; dato che i periodi di attualizzazione considerati sono molto inferiori alla vita
tecnica degli impianti stessi è stato introdotto il valore residuo calcolato ipotizzando una vita
economica di 30 anni per gli impianti idroelettrici e geotermici e di 20 per gli altri; il valore residuo
è quindi stato stimato ipotizzando un decremento lineare del valore dell’impianto e quindi pari a
8/20 o 18/30 e 5/20 o 15/30 dell’investimento in funzione della tecnologia e del periodo
considerato.
Le fonti rinnovabili sono generalmente caratterizzate da un’elevata variabilità ed incertezza nella
valutazione di molte voci di costo. Nei casi in cui gli operatori non sottolineano il problema della
variabilità dei costi si può assumere, per il calcolo del LCOE, i valori da essi indicati (identificati
30
come costi medi); in altre circostanze si è può ritenere necessario definire un intervallo di costi
compreso tra le condizioni economicamente più favorevoli (costo minimo) e più sfavorevoli (costo
massimo).
Il calcolo del costo medio attualizzato di produzione dell’energia elettrica è espresso con la
seguente relazione:
=
∑
(1 + )
+∑
(1 + ) + ∑
∑
(1 + )
(1 + )
− !(1 + )
dove, con riferimento ai punti del precedente elenco:
tasso di attualizzazione, 14);
durata in anni del periodo analizzato, 13);
costo di investimento sostenuto nell’anno i-esimo, 3);
costo di gestione e manutenzione sostenuto nell’anno i-esimo, 4), da 6) a 11);
[costi operativi (personale, manutenzione, materiali di consumo e assicurazioni) e costi gestionali
(canone di concessione demaniale, ammortamento del capitale investito, spese amministrative e costi
generali)]
energia elettrica prodotta nell’anno i-esimo, 1) moltiplicato 2);
[ricavi derivanti da sub concessioni, a lungo e breve termine; ricavi ordinari derivanti dagli affitti per i
natanti in transito e per i servizi essenziali offerti; ricavi da gestione non caratteristica (riferiti ad
attività commerciali, di ristorazione, ecc.). In base a presupposti realistici, nuovo gas, carbone, vento
e centrali solari sono tutti nella stessa gamma costo di 8 a 9 centesimi per chilowattora]
costo del combustibile sostenuto nell’anno i-esimo, 5);
valore residuo dell’impianto all’anno N, 12);
durata in anni della realizzazione dell’impianto, 16).
"
!
#
Un’ipotesi semplificativa riguarda la produzione di energia elettrica che è stata assunta costante in
ciascun anno per l’intero orizzonte temporale di riferimento. Tale ipotesi implica la disponibilità
attesa dell’impianto per un numero di ore equivalenti a piena potenza che distribuisce eventuali
indisponibilità, in particolare connesse alle manutenzioni straordinarie, nei vari anni di
funzionamento dell’impianto. I risultati dei calcoli per ciascuna tecnologia possono essere riportati
in tabelle con la seguente simbologia:
$%$
coincide con LCOE;
quota di LCOE relativa al costo di investimento;
quota di LCOE relativa al costi operativi;
quota di LCOE relativa al costo del combustibile;
! quota di LCOE relativa al valore residuo.
31
10.1.2 LCoE di Stanford
L’Università di Stanford descrive il LCoE nel seguente modo:
=
&'() +,- ./)- &0'
−5+
=
&'() +,-'+1- 2- . &34/'+&2
−6
Dove:
I
investimento iniziale
D
scudo fiscale di ammortamento
C
costo annuale
S
valore di recupero delle eventuali attività fisiche alla fine del ciclo di vita
E
produzione di energia totale
Si è in grado quindi di scrivere per esteso l'equazione precedente ottenendo la seguente espressione
completa per il LCOE:
− ∑9$ : 3$ 7 $ ∙ 8 + ∑9$ : /$ 7 $ ∙ (1 − 8) − 67 $
=
; ∑9$ : 7 $ ∙ <$
Dove:
7
rappresenta il valore temporale del denaro [ 7 ≡ 1/(1 + ) ] con tasso di attualizzazione
8
tasso di imposta sulle società
;
produzione di energia
ciclo di vita del progetto
3$
per rappresentare il piano di ammortamento nell'anno '
/$
per rappresentare il costo di esercizio nell'anno '
<$
per rappresentare il degrado del sistema nell'anno '
Come si può notare le due relazioni del costo medio attualizzato risultano molto simili in quanto
rapportano il costo della vita totale del ciclo di produzione e la produzione totale di energia
nell’intera vita dell’impianto.
32
10.2 Tasso di attualizzazione e costo del denaro
Come detto la presente analisi ha come obiettivo la determinazione dei costi del kWh generato da
varie fonti rinnovabili; in particolare vengono definiti i costi di produzione al netto dell’adeguata
remunerazione del capitale investito. Pertanto, tale remunerazione dovrà essere considerata ai fini
della completa definizione dei costi di produzione e per la successiva eventuale definizione dei
prezzi di ritiro dell’energia elettrica. Per questa ragione si è deciso di adottare come tasso di
attualizzazione il costo del denaro investito nell’impianto.
Almeno in linea teorica, il finanziamento non deve superare l’80% dell’investimento e quindi
almeno il 20% deve essere coperto da capitale proprio; nonostante ciò tutti gli operatori che
possiedono impianti di potenza inferiore ad 1 MW affermano di aver ricevuto prestiti che coprono
l’intero investimento ad esclusione dell’ IVA. I tassi di interesse praticati dai diversi istituti sono
molto simili; per i prestiti a tasso variabile si fa riferimento ad valore che oscilla tra 1,05% e 3,00%.
Il tasso di attualizzazione è stato assunto pari a 4,05%.
Inoltre
∑
(1 + )? ∙
1
=
= 8?/@
(1 + )? − 1
(1 + )
è il fattore di ammortamento in n anni al tasso r, o annualità posticipata necessaria ad estinguere in
n anni il debito presente.
Il tasso di attualizzazione r utilizzato è pari al WACC, calcolato come media pesata tra i tassi sul
capitale proprio e di debito, come di seguito riportato:
= 'A ∙
5
5+
+ 'B ∙
5+
dove 'A e 'B sono rispettivamente i tassi percentuali sul capitale di debito e sul capitale proprio,
mentre 5 ed
sono le quote percentuali del capitale di debito e proprio (equity).
33
10.3 Organizzazione amministrativa
Un elemento importante che si riscontra nelle diverse analisi di studio è l’estrema difficoltà
sperimentata dagli operatori nel condurre a termine i progetti di investimento. Un quadro normativo
frammentato e talvolta poco coerente introduce delle inefficienze di sistema che si traducono in un
incremento di costi per gli investitori. Molti fattori concorrono a determinare questa condizione, che
ci allontana decisamente da alcuni paesi europei che hanno ormai consolidato dei nuovi settori
industriali, dalla decentralizzazione delle procedure autorizzative, all’inefficacia dei processi
amministrativi, ad alcuni atteggiamenti preconcetti diffusi. Un processo autorizzativo snello, chiaro,
ben normato e stabile nel tempo è una condizione necessaria, e forse sufficiente se accoppiato a
condizioni economiche interessanti, per lo sviluppo del contributo delle fonti rinnovabili.
Gli attuali ostacoli amministrativi sono anche conseguenza di una politica energetica del passato,
che era mirata alla regolamentazione di impianti di grande taglia e che tuttora tende a considerare
prevalenti tali filiere tecnologiche. È importante invece creare le condizioni perché costruire gli
impianti a fonti rinnovabili sia un vantaggio per tutti, anche per il distributore che li deve connettere
alla rete. L’introduzione di una remunerazione specifica nella tariffa di distribuzione per premiare le
connessioni di nuovi impianti, aumenterebbe l’interesse dei distributori a collaborare e
consentirebbe loro di coprire i costi per l’adeguamento delle reti e del loro controllo.
Così, anche facilitare la partecipazione delle amministrazioni pubbliche alle iniziative di
investimento nel loro territorio potrebbe aiutare il dialogo con gli investitori e ricondurre alla
ragione il processo di contrattazione per le “misure compensative”.
34
10.4 Valori di riferimento
Si presenta un esempio di calcolo del Capital Cost per le tecnologie di produzione di energia
elettrica dal moto ondoso, in particolare si fa riferimento al caso studio Rewec3.
Il Rewec3, come descritto nei precedenti capitoli, ha un tubo ad U addizionale rispetto ai cassoni
tradizionali. Proprio in funzione di questa differenza nasce un extracosto che si attesta intorno
all’8% del costo del cassone tradizionale. Quindi se si pone un costo pari a circa 1000 €/m2 dei
cassoni tradizionali, e quindi un costo di 50000€/ml, il cassone Rewec3 avrà un extracosto di circa
4000 €/ml.
Per quanto riguarda le turbine, se si considerano istallate da 20kW, le quali hanno un costo di circa
4000 €/kW e quindi un costo totale di 80000 €. Per raggiungere la potenza di 1MW, l’impianto
dev’essere costituito da 50 turbine, con un costo totale di 4000000 €.
Le turbine hanno un interasse di 4m circa, quindi per l’impianto da 1MW si avrà un’estensione
della diga a parete verticale di 200m. Quindi l’extracosto, comprensivo di una quota parte dedicata
alle manutenzioni, sarà di 832000€.
TURBINE
CASSONI
1000 Potenza impianto [kW]
€
20 Potenza singola turbina Wells [kW]
4000.00 Costo turbina [€/kW]
€
80 000.00 Costo turbina da 20kW
€
20 000.00 Costo turbine [€/ml]
50 000.00 Costo cassone tradizionale [€/ml]
€
4 000.00 Extracosto 1 cassone Rewec3 [€/ml]
€
160.00 Manutenzione ordinaria annua [€/ml]
€ 832 000.00 Costi cassone Rewec3 lungo 200m
50 Numero turbine Wells
200 Lunghezza diga a parete verticale [m]
€ 4 000 000.00 Costo di tutte le turbine [€/turb*n°turb]
€
4 832 000.00 = TOTALE
Quindi un impianto di 1MW di potenza ha un costo capitale pari a 4,832 milioni di €, cioè 4,8€/W.
Di seguito, per avere un quadro di riferimento, si considerano alcune stime sui costi di capitale reali
associati a tecnologie commerciali provenienti da diverse fonti rinnovabili stimati per Watt di
potenza prodotta (Carbon Trust, 2006).
∗
per l’energia prodotta dal mare il costo capitale ha un range pari a C, EF ÷ H, I€/K;
∗
per le turbine eoliche a terra è in L, M ÷ E, F€/K;
∗
per turbine eoliche off-shore si può arrivare anche a F€/K;
35
∗
per impianti di pannelli fotovoltaici si ha C, N ÷ C, I€/K;
∗
per impianti geotermoelettrici in E, F ÷ N, O€/K;
∗
per impianti a biomassa un giusto range è C, H ÷ N, O€/K;
∗
per il carbone a basse emissioni si ha C, I ÷ C, O€/K;
∗
per le centrali elettriche a gas si ha E. H ÷ E. M€/K.
Attualmente, per le diverse tecnologie si hanno i seguenti valori di LCoE:
100-300 €/MWh per le tecnologie WEC (Wave Energy Converter);
3-120 €/MWh per le turbine eoliche on-shore;
130-240 €/MWh per le turbine eoliche off-shore;
80-230 €/MWh per impianti di pannelli fotovoltaici;
137-300 €/MWh per gli impianti ad energia solare;
30-130 €/MWh per le centrali geotermiche;
50-208 €/MWh per le centrali a biomassa;
88-110 €/MWh per l’energia derivante dal combustibile fossile (carbone);
56-73 €/MWh per impianti a gas.
36
11 CONCLUSIONI
Come evidenziato nel precedente paragrafo, allo stato attuale le tecnologie per lo sfruttamento
dell’energia associata al moto ondoso risultano ancora poco competitive rispetto a tecnologie
maggiormente consolidate per lo sfruttamento da altra fonte rinnovabile, quale l’eolico e il solare.
L’obiettivo che si mira a raggiungere nel settore per lo sfruttamento della risorsa energetica legata
al moto ondoso, è quello di rendere le tecnologie competitive nel mercato delle energie rinnovabili,
al fine di determinare una loro reale applicazione a scala commerciale. In tal senso, la nuova
tecnologia dei cassoni REWEC3 risulta molto promettente. I nuovi dispositivi risultano un
avanzamento dei sistemi a Colonna d’Acqua Oscillante (OWC), già utilizzati in campo
internazionale per applicazioni a scala reale. I REWEC3 garantiscono dei rendimenti energetici
elevati rispetto ai classici OWCs. Al contempo la loro tecnica costruttiva è molto vicina a quella dei
cassoni portuali cellulari in cemento armato. Ci si aspetta, quindi, che i coefficienti economici della
nuova tecnologia REWEC3 saranno sicuramente migliorativi rispetto a quelli di sistemi analoghi,
quali gli OWC.
37