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CCC/272

Coefficiente d’esercizio e costo della generazione elettrica da carbone

Herminé Nalbandian-Sugden

Dicembre 2016

 

Il carbone è stato il combustibile principale del sistema energetico globale fin dalla rivoluzione industriale. Secondo le attuali previsioni il futuro del carbone rimane incerto e il suo utilizzo in costante declino, a causa principalmente della crescente presenza di nuove risorse sul mercato, nonché di regolamenti e pressioni ambientaliste. Eppure, dati risalenti al 2015, presentano il carbone come seconda fonte di energia primaria e prima risorsa per la generazione elettrica.
Infatti, nonostante il suo consumo si sia ridotto in molte parti del mondo, si avverte una crescita globale, in particolare grazie alla domanda per impianti di generazione a carbone, specialmente nei paesi in via di sviluppo.
All’interno del World Energy Outlook, l’IEA ha riportato i risultati delle misurazioni e analisi relative ai sussidi ai combustibili fossili dell’ultimo decennio. Tale analisi mira a dimostrare l’impatto che la rimozione di tali sussidi potrebbe avere su mercato energetico, cambiamenti climatici e budget governativi. Le ultime stime indicano che nel 2014 tali sussidi ammontavano a 493 miliardi di dollari, circa quattro volte il valore dei sussidi per l’energia rinnovabile. Dal 2009 l’IEA ha costantemente supportato G20 e Cooperazione Economica Asiatico-Pacifica (APEC) nel loro impegno per la razionalizzazione e graduale eliminazione dei sussidi a medio termine sui combustibili fossili, che incoraggiano il consumo inefficiente. In tanti paesi si sono avviate riforme in tal senso, ma diverse difficoltà di carattere economico, politico e sociale dovranno essere ancora superate per ottenere dei risultati duraturi.
L’ IEA (2015) invoca l’eliminazione graduale delle restanti sovvenzioni ai combustibili fossili verso gli utenti finali entro il 2030, insieme alla riduzione progressiva dell’utilizzo delle centrali a carbone meno efficienti e al divieto di costruire nuovi impianti caratterizzati da bassa efficienza.
Il 17 novembre 2015, l’Export Credit Group dell’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE) ha raggiunto un accordo su nuove norme relative al sostegno della generazione elettrica da carbone, comprese le restrizioni per le centrali meno efficienti. L’accordo, entrato in vigore il 1 Febbraio 2017, sarà soggetto a una revisione obbligatoria nel 2019. Il suo scopo è quello di avvicinare esportatori ed acquirenti alle tecnologie ad alta efficienza, attraverso la rimozione del supporto ai grandi impianti supercritici e subcritici pur consentendo il supporto per i piccoli impianti subcritici e impianti supercritici di medie dimensioni nei paesi in via di sviluppo più poveri.
Le nuove regole classificano gli impianti per:
– taglia: larga (> 500 MW), media (≥300 a 500 MW), e piccola (<300 MW);
– tipo di tecnologia (ultrasupercritica; supercritica e subcritica);
– il livello di sviluppo del paese del progetto.
Le restrizioni non verranno applicate agli eventuali impianti dotati di tecnologia per la cattura e stoccaggio del carbonio (CCS), come previsto dagli accordi sui cambiamenti climatici (OCSE, 2015).
Un altro fattore che può influenzare la produzione di energia da combustibili fossili, nel lungo periodo, è l’avvento e la diffusione della generazione distribuita, ovvero dell’utilizzo di tecnologie per la produzione di energia elettrica di piccola scala poste in prossimità dei punti di utilizzo. Tuttavia, secondo Nalbandian-Sugden (2015), nel breve-medio termine la domanda di carbone continuerà a crescere. Il ritmo di crescita si attenuerà gradualmente fino al raggiungimento di un picco e di un livello di domanda costante. Se in un futuro le tecnologie CCS per le centrali elettriche a carbone diventeranno disponibili a costi competitivi, la prospettiva potrebbe cambiare a favore del carbone. Questo grazie soprattutto all’abbondanza di tale risorsa e alla maturità, affidabilità e alle prospettive di avanzamento della tecnologia di produzione di energia da carbone.
Tuttavia, senza CCS, le pressioni ambientali (in particolare relativamente ai rischi connessi al cambiamento climatico) e una maggiore concorrenza da fonti rinnovabili e gas naturale possono rendere incerto il futuro del carbone.
D’altra parte la variabilità della produzione delle tecnologie di generazione da fonti rinnovabili non programmabili, come eolico e solare, non permette loro di poter essere utilizzate per il soddisfacimento della domanda di energia di picco, in particolare in determinate condizioni climatiche sfavorevoli. Pertanto c’è chi ritiene che l’energia rinnovabile dovrebbe pagare un corrispettivo al sistema per i costi di costruzione e funzionamento di centrali addizionali di back-up, necessarie in caso di indisponibilità di tale fonte. Senza tale provvedimento, i costi per una produzione flessibile di energia ricadono inevitabilmente su altri impianti come le centrali elettriche a carbone.
Tutte le tecnologie di generazione di energia elettrica possiedono vantaggi e svantaggi.
Secondo il rapporto EPRI (2012), tecnologie rinnovabili come l’energia solare ed eolica sfruttano risorse gratuite e non producono emissioni di gas a effetto serra, ma non sono sempre disponibili quando necessario e richiedono una notevole quantità di terreno. Tecnologie come carbone e nucleare producono energia elettrica in grandi quantità, con elevato grado di affidabilità e continuità, ma la combustione del carbone produce notevoli emissioni di gas serra e nel caso di produzione di energia nucleare, notevoli problemi di smaltimento dei rifiuti.
La Figura 1 fornisce una valutazione costi/benefici relativa alle tecnologie di produzione di energia oggi disponibili e mostra graficamente le differenze tra costi di costruzione, costi di energia elettrica, uso del suolo, requisiti di acqua, emissioni di CO2, altre emissioni, prodotti di scarto, nonché la disponibilità e la flessibilità di queste tecnologie.

Figura 1 – Confronto costi/benefici tra le diverse tecnologie di generazione di energia elettrica

Questo rapporto presenta il concetto di coefficiente d’esercizio nella generazione di energia a carbone, ma a causa della mancanza di informazioni di dominio pubblico e della natura propria del materiale, questa relazione si concentra unicamente sui costi della produzione di energia da polverino di carbone.
La struttura dei costi per la trasmissione e la distribuzione è diversa da quella per la produzione di energia, poiché non vi è praticamente alcun costo di carburante associato a queste fasi, che sono interessate principalmente da costi capitali.
Considerazioni di natura economica hanno sempre guidato la selezione di un sistema di generazione elettrica. L’indice di Ritorno sugli Investimenti (Return on Investment – ROI), è attualmente un fattore estremamente importante in ogni decisione di investimento in particolare nella costruzione o gestione di un impianto a carbone. Se può essere misurato un profitto o possono essere dimostrati benefici per l’economia di una regione, soggetti privati, nazionali e internazionali potranno essere interessati all’investimento.
Tuttavia, la gestione di una centrale elettrica comporta essa stessa un consumo elettrico. La preparazione del combustibile, illuminazione, climatizzazione e trattamento delle acque costituiscono sistemi ausiliari indispensabili che possono assorbire tra il 4% e il 15% di tutta la produzione di una centrale elettrica. Pertanto, i risparmi energetici scaturiti dal miglioramento dell’efficienza di questi sistemi ausiliari si tradurrà in un maggiore ROI, attraverso un incremento della produzione al netto dei consumi interni, e conseguenti maggiori vendite ed entrate.
Il coefficiente d’esercizio mostra il rapporto tra i costi operativi di una società e vendite nette/ricavi. L’analisi della variazione di tale coefficiente all’interno della stessa azienda nel tempo indica la variazione dell’efficienza operativa della società nel corso degli anni. All’interno di questo report, il coefficiente è utilizzato per valutare il funzionamento di una società di produzione elettrica. L’analisi si basa su costi operativi e introiti, senza prendere in considerazione variazioni nella struttura del capitale della società o nelle decisioni di finanziamento.
Il valore del coefficiente d’esercizio è inoltre una misura indiretta della performance operativa dell’azienda: più basso è tale rapporto, maggiore è l’efficienza delle operazioni della società e quindi maggiore è il profitto.
I coefficienti calcolati in questo report indicano margini di profitto sempre più ridotti nell’industria di generazione elettrica. Le ragioni principali di questo possono essere attribuite alla mutevolezza dei prezzi del combustibile (con i sussidi che vanno a incidere non solo sulla costruzione di nuovi impianti, ma anche sulle tariffe elettriche degli utenti finali, aumentando l’attenzione del cliente sulle rinnovabili), alle tecnologie a bassa emissione di carbonio, alla globalizzazione della catena di approvvigionamento e alle linee guida dettate dai governi sotto la spinta ambientalista.
La non programmabilità delle fonti solare ed eolica possono influire sulle operazioni di rete. Il crescente utilizzo di queste fonti di energia comporta l’aumento di frequenza del ciclo di utilizzo delle centrali elettriche a carbone. I cicli si riferiscono al funzionamento di un’unità generatrice di potenza a differenti livelli di carico, compresi avviamenti e arresti; tali fluttuazioni sono la risposta ai cambiamenti nei requisiti di carico del sistema. Con ogni avvio e arresto del sistema, la caldaia, le linee di vapore, la turbina e i componenti ausiliari vengono sottoposti a grandi sollecitazioni termiche e di pressione, con potenziali danneggiamenti. Questa possibilità è ancor più critica per componenti ad alta temperatura, che subiscono il fenomeno di interazione creep-fatica. Il creep è una deformazione del materiale dipendente dal tempo e causata da stress costante cui è sottoposto. Nelle centrali elettriche a combustibili fossili, lo scorrimento è causato da uno stress continuo che risulta dall’applicazione costante di temperatura e pressione elevata in tubazioni, durante il funzionamento a regime con carico di base.
La fatica è un fenomeno che porta alla frattura del materiale quando è sottoposto a sollecitazioni fluttuanti. In un impianto di generazione elettrica da carbone, tali sollecitazioni fluttuanti derivano da grandi transitori di pressione e temperatura che si verificano in genere durante il funzionamento ciclico. L’accorciamento delle aspettative di vita di componenti causata da sollecitazioni fluttuanti può portare a più alti EFOR (Equivalent Forced Outage Rate), così come a maggiori costi capitali, operativi e di gestione per la sostituzione di parti usurate o prossime alla fine della vita utile, e ridurre inoltre la durata complessiva dell’impianto.
Il controllo dei costi di O & M, può migliorare il coefficiente d’esercizio ed è pertanto al centro delle strategie di gestione delle società di generazione di potenza. La conversione degli impianti da carico di base ad unità di riserva e l’estensione degli intervalli tra le interruzioni pianificate, stanno cambiando la gestione operativa e manutentiva deli impianti di potenza. Inoltre, con la crescente competitività dei mercati di energia elettrica, c’è stata una tendenza generalizzata all’outsourcing di parte o tutta la manutenzione e della gestione dei materiali. La tendenza a esternalizzare i servizi di O&M è, in generale, praticata più ampiamente in Europa, Giappone e Stati Uniti, mentre i paesi dell’ASEAN tendono a utilizzare personale interno. Laddove i servizi di O&M sono affidati in outsourcing, è importante che i contratti di servizio definiscano dettagliatamente tutte le attività operative e di manutenzione che possano determinare un funzionamento efficiente. Andrebbero quindi inclusi metodi di tracciamento delle modifiche operative, dei miglioramenti, così come dovrebbero essere registrate le procedure per l’individuazione e risoluzione delle differenti problematiche.
Nonostante il sempre più ampio sfruttamento delle fonti rinnovabili, la capacità di produzione da combustibili fossili continuerà a crescere in termini assoluti in tutti gli scenari, anche se il suo contributo relativo dovrebbe scendere dal 67% del 2012 al 40-45% entro il 2030. Molte unità convenzionali a carbone oggi esistenti sono state costruite prima della diffusione della generazione di energia eolica e solare. Proprio in questi impianti, dove le misure per consentire una maggiore flessibilità sono state attuate successivamente, risulta più critica l’analisi del coefficiente d’esercizio al fine di predisporre la migliore strategia aziendale per permettere il funzionamento dell’impianto e salvaguardare al contempo i margini di profitto nell’attività di generazione elettrica. SMeloni