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“Il trasporto su lunghe distanze di ingenti quantità di energia elettrica”

A. Clerici

ABB S.p.A. - Presidente Onorario WEC

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1) Premessa

2) Alcuni esempi

3) Commenti Finali

Indice

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1) Premessa

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Il costo di un sistema di trasmissione dipende

non solo da:

potenza da trasmettere e distanza

ma anche da:

caratteristiche dell’area attraversata (montagna, pianura, deserto, ecc) ed aspetti logistici;

costi internazionali delle materie prime (rame, acciaio, alluminio);

costi locali (manodopera)

costi attribuiti alle perdite (“capitalized cost of losses”)

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Il costo dello stesso sistema di trasmissione può variare da oltre 2 (Europa) ad 1 (Cina).

La volatilità dei prezzi delle materie prime non ha permesso negli ultimi anni di poter effettuare stime dei costi di investimento con validità pluriennale

Una valutazione “caso per caso” e per un specifico “momento temporale” è indispensabile

Difficoltà finanziamenti legati a variazioni prezzi specie per imponenti progetti realizzabili solo in lunghi periodi; oneri finanziari assumono notevole importanza sul costo finale del kWh trasmesso.

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Grandi differenze tra sistemi in linea aerea e sistemi in cavo (terrestre o sottomarino):

A. costi (molte volte superiori per i cavi),

B. effetto scala in funzione della potenza trasmessa.

Per B., siccome la massima potenza trasmissibile ad oggi e nel prossimo futuro per connessioni in cavo sottomarino è in corrente continua di circa 800 - 1000 MW per cavo, ciascun “bipolo” potrà trasmettere 1600 - 2000 MW; per potenza superiori occorrerà inserire altri cavi in parallelo con riduzione di effetto scala.

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Costi di trasmissione in funzione della lunghezza e della potenza trasmessa.

Costi capitalizzati delle perdite pari a 1500 €/ kW.

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Per trasmissioni in linea aerea a distanze superiori a circa 1000 km e per cavi con lunghezze superiori a circa 50 km si può parlare solo di corrente continua sia per motivi tecnici (cavi) sia per costi / perdite

La più lunga e “potente” linea in C.C. in servizio al mondo è stata messa in servizio da qualche mese in Cina: ~ 2.000 km + 800 kV ~ 7.000 MW

I cinesi stanno pensando al + 1.200 kV per 12.000 MW su 3.500 km dal Tibet alla rete centrale.

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2) Alcuni esempi

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1° fase solo Inga 15.000 MW

2° fase solo Inga 30.000 MW

3° fase Inga + Pioka + Matadi 60.000 MW

Costi per la 1° fase: 15.000 MW (12.000 MW in Europa)

Diga e centrale 15.0 B US$Stazioni HVDC + 600 kV 2.2 B US$4 linee x 3,5 GW (3x 5200km + 1x 7400km) 11.0 B US$ 17,3Cavi sottomarini 2.9 B US$Estensione rete Europa 1.2 B US$

Subtotale 32.3Contingencies 20% 6,5 Totale 38,8 B US$

N.B.: nel 1990 1.190 Lire = 1 US$costo kWh trasportato pari a 20 m $ per 8.000 h/anno di utilizzo;

perdite 14%.

Studio ABB SAE Sadelmi del 1990 per ENEL

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ABB SAE Sadelmi studio di pre-feasibility 1993 – 1996

Trasmissione Inga – Sud Africa4.500 MW – 3.000 km

Confronto + 600 kV DC + 800 kV DC

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Studio Lahmeyer 2007

DRC / Egitto 5000 km linee DC + 800 kV

 1ST STAGE 2ND STAGE 3RD STAGE 4TH STAGE

P IN INGA 6,000 MW 12,750 MW 19.500 MW 24,500 MW

P GUARANTEED 4,000 MW 8,000 MW 12,000 MW 16,000 MW

TOTAL BILLION $ ~ 19 ~ 31 ~ 43 ~ 55

GENERATION 40% 34% 32% 29%

TRANSMISSION 60% 66% 68% 71%

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Impatto penali CO2 su vantaggi di trasmissione da grosse idroelettriche

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Costi prevedibili oggi in Africa del Sud per trasmissioni in DC a + 800 kV

Linee HVDC + 800 kV non nel deserto:

3000 MW 400.000 €/km

4500 MW 550.000 €/km

6000 MW 700.000

€/km

2 Stazioni di conversione:

~ 250 $/kW

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3) Commenti Finali

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Problemi politici e finanziari aumentano più che linearmente con il numero di paesi coinvolti.

Per sistemi di trasmissione di 4000 – 5000 km di lunghezza, il costo del trasporto del kWh supera il costo della generazione idroelettrica a buon mercato (<1500 $/kW) e con utilizzi intorno alle 8000 ore/anno. Chiaramente con costi della generazione ben superiori come da FER e con ridotte ore di utilizzo la situazione si inverte.

Il costo della trasmissione è notevolmente influenzato dalle condizioni (N-1), se l’energia dalla centrale è di base ed a basso costo e si considera “indispensabile” per il paese ricevente.L’accettazione di lavorare in monopolare con ritorno via terra, ridurrebbe i costi di trasmissione, riducendo i numeri di circuiti.

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L’isolamento delle linee HVDC ne determina il costo; non esistono linee DC nei deserti.

Installare laboratori di campo lungo i possibili percorsi delle linee per determinare su catene di isolatori in tensione il loro comportamento, per evitare sovradimensionamenti delle linee (alti costi inutili) o sottodimensionamenti (scarsa affidabilità).

Le nazioni attraversate dai progetti devono essere coinvolte nella costruzione delle interconnessioni (lavoro locale) e poter avere “spillamenti di energia” (necessità di multi terminals per DC) e una “fee” proporzionale all’energia che passa nella linea.

Meccanismi CDM devono essere appropriatamente considerati per fare intervenire nell’investimento operatori che necessitano “certificati verdi”

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Grazie per l’ascolto