Relazione di fine Tirocinio

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1 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 dell Università degli Studi Mediterranea di Reggio Calabria e l Università degli Studi Roma Tre SISTEMI DI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DALLE ONDE DEL MARE: INDAGINI PRELIMINARI TECNICO-ECONOMICHE PER LA VERIFICA DI FATTIBILITÀ DEI SISTEMI DI ULTIMA GENERAZIONE Studente: Andrea Carrarini Tutor Aziendale: Alessandra Romolo Tutor Universitario: Andrea Ferrante a.a. 2014/2015

2 Sommario 1 INTRODUZIONE LE CARATTERISTICHE DEL MOTO ONDOSO POTENZIALE ENERGETICO CLASSIFICAZIONE DEI DISPOSITIVI WEC CARATTERISTICHE COSTRUTTIVE FUNZIONAMENTO STATO DELL ARTE DEI SISTEMI OWC Principali realizzazioni Regno Unito Spagna Portogallo Italia Norvegia Irlanda Giappone India Cina Australia EVOLUZIONE DEI SISTEMI OWC CASO STUDIO REWEC CRITERI TECNICI ED ECONOMICI LCoE LCoE del POLIMI LCoE di Stanford Tasso di attualizzazione e costo del denaro Organizzazione amministrativa Valori di riferimento CONCLUSIONI

3 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

4 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: con: potenza (kw/m) altezza significativa dell onda (m) densità dell acqua di mare (1025 kg/m 3 ) accelerazione di gravità (9,81 m/s 2 ) periodo (s) = 64 4

5 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

6 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

7 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

8 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) Principio di funzionamento Tracimazione Corpi oscillanti Colonna d acqua 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

9 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

10 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

11 Figura 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

12 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

13 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

14 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 U.K. Limpet 75 (1) Islay, Scozia dal 1988 Limpet (1) Islay, Scozia dal 2000 Spagna Mutriku 296 (1) Baia di Mutriku dal 2011 Portogallo Douro 750 Porto sospeso Pico 400 (1) Azzorre dal 2001 Italia REWEC3? (1) Civitavecchia In costruzione Norvegia Toftestallen 500 (1) Bergen Irlanda OE Buoy 40 (3) Galvay dal 2007 Sakata 60 (1) Sakata dal 1988 Giappone Kujukuri 30 Kujukuri dal 1987 Sanze 40 (1) Sanze Mighty Whale 110 (3) Baia di Gokasho dal 1998 India Vizhinjam 150 (1) Trivandrum Cina Dawanshan 3 (1) Dawanshan dal 1990 Shanwei 100 (1) Guangdong Dal 2001 Australia Kembla 450 (2) Port Kembla dal 2004 Figura principali impianti OWC Si riportano di seguito alcune caratteristiche dei principali impianti OWC sviluppati nei diversi Paesi. 14

15 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 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 Figura Schema dell impianto LIMPET 15

16 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 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 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 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 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 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

17 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 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 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 A causa di alcuni danni da inondazione alle apparecchiature elettriche e di controllo, l entrata in servizio è avvenuta nel 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

18 parete superiore. La turbina è di tipo Wells ad asse orizzontale e insieme al generatore è situata in sala macchine 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 Norvegia L impianto pilota di TOFTESTALLEN da 500 kw, a colonne d'acqua multi risonati, è stato costruito dal maggio 1984 al novembre 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 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

19 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) Giappone Figura 7.8 Impianto OE Buoy 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

20 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 Impianto OWC di Sanze 20

21 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 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 India Figura 7.12 Mighty Whale 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

22 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 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 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

23 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

24 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 ) che Europeo (European Patent N. EP B1). 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

25 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

26 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 ( 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 ; European Patent N. EP B1 ). 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 L esperimento nel laboratorio naturale NOEL su un modello in scala 1:10 di una diga tipo REWEC3.3 26

27 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 Schema costruttivo di un cassone modificato con tecnologia REWEC3 a celle indipendenti per la conversione di energia ondosa in energia elettrica. 27

28 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

29 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

30 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

31 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+) 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); (1+)!(1+) 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

32 LCoE di Stanford L Università di Stanford descrive il LCoE nel seguente modo: = &'() +,-./)- &0' &'() +,-' &34/'+&2 = 5+ 6 Dove: I D C S E investimento iniziale scudo fiscale di ammortamento costo annuale valore di recupero delle eventuali attività fisiche alla fine del ciclo di vita produzione di energia totale Si è in grado quindi di scrivere per esteso l'equazione precedente ottenendo la seguente espressione completa per il LCOE: Dove: = 9 $: 3 $ 7 $ $: / $ 7 $ (1 8) 6 7 $ 9 $: ; 7 $ < $ 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

33 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+) = (1+)? (1+)? 1 =8?/@ 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 ' 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

34 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

35 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 /m 2 dei cassoni tradizionali, e quindi un costo di /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 Per raggiungere la potenza di 1MW, l impianto dev essere costituito da 50 turbine, con un costo totale di 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 TURBINE CASSONI 1000 Potenza impianto [kw] Costo cassone tradizionale [ /ml] 20 Potenza singola turbina Wells [kw] Extracosto 1 cassone Rewec3 [ /ml] Costo turbina [ /kw] Manutenzione ordinaria annua [ /ml] Costo turbina da 20kW Costi cassone Rewec3 lungo 200m 50 Numero turbine Wells Costo turbine [ /ml] 200 Lunghezza diga a parete verticale [m] Costo di tutte le turbine [ /turb*n turb] = 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

36 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: /MWh per le tecnologie WEC (Wave Energy Converter); /MWh per le turbine eoliche on-shore; /MWh per le turbine eoliche off-shore; /MWh per impianti di pannelli fotovoltaici; /MWh per gli impianti ad energia solare; /MWh per le centrali geotermiche; /MWh per le centrali a biomassa; /MWh per l energia derivante dal combustibile fossile (carbone); /MWh per impianti a gas. 36