6. Analisi economica
6.3 Determinazione dei costi operativi (OPEX) dell’impianto
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Costo unitario acquisto energia elettrica 𝐸𝑛𝑒𝑟𝐶𝑈= 58,14 [ € 𝑀𝑊ℎ] Acquisto energia elettrica (ogni anno in base
all’energia richiesta dall’impianto) 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐸𝑛𝑒𝑟,𝑖°= 𝐸𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑎𝑡𝑎,𝑖°∗ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝐶𝑈 [ € 𝑎𝑛𝑛𝑜]
Tabella 6.7 – Costi operativi di riferimento (OPEX) di un impianto Grid Connected
Nella configurazione Stand Alone, invece, oltre ai costi già citati (escludendo chiaramente il contributo legato all’acquisto di energia elettrica), bisognerà considerare la sostituzione del sistema di accumulo nel momento in cui il degrado delle batterie, esprimibile attraverso lo stato di salute (𝑆𝑂𝐻), raggiunge, come accennato, il valore impostato del 70%.
Come visto nel Capitolo 5.1 lo stato di salute delle batterie è uno dei parametri monitorati nel tempo all’interno di entrambi gli scenari proposti, pertanto sfruttando i risultati che ne derivano, è possibile determinare il momento in cui, una volta raggiunto il valore limite impostato, sarà necessario sostituire l’intero sistema di accumulo.
Bisogna tuttavia fare una distinzione tra i due scenari presenti nel modello: nello scenario 1, in cui viene effettuato un dimensionamento stagionale, come conseguenza dell’elevato numero di batterie installate si avrà una minore sollecitazione delle stesse, quindi una maggiore durata nel tempo nonché un minor numero di sostituzioni durante la vita dell’impianto, al massimo due sostituzioni nei venti anni di vita come emerso dalle simulazioni. Al contrario nello scenario 2, in cui si ha una capacità installata nettamente inferiore, la spesa di sostituzione del sistema di accumulo, per come è stato impostato lo scenario, avverrà una volta all’anno a causa delle elevate sollecitazioni a cui sono sottoposte le batterie.
Facendo riferimento alle previsioni proposte in [47], è possibile assumere per le batterie una riduzione del loro costo nel tempo per via dei futuri miglioramenti tecnologici. Per questo di default viene proposta una riduzione nel costo di sostituzione del pacco batterie, a partire dal decimo anno, pari alla metà del costo attuale. Nel modello è possibile scegliere se considerare o meno tale riduzione inserendo l’anno di interesse e la % di abbassamento del prezzo rispetto al primo anno.
Sono quindi di seguito riassunti in Tabella 6.8 i costi operativi presi in considerazione nella configurazione Stand Alone, con i rispettivi valori di default:
COSTI OPERATIVI (OPEX) IMPIANTO FOTOVOLTAICO STAND ALONE
Costo unitario O&M 𝑂&𝑀𝐶𝑈= 16,2 [ €
𝑘𝑊𝐷𝐶∗ 𝑎𝑛𝑛𝑜]
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O&M (ogni anno) 𝑂&𝑀 = 𝑂&𝑀𝐶𝑈∗ max(𝑃𝑃𝑉𝑜𝑢𝑡(𝑡)) [ € 𝑎𝑛𝑛𝑜] Sostituzione Inverter e regolatori di carica (al
decimo anno) 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐼𝑁𝑉𝐸&𝑅𝐸𝐺= 𝐼𝑁𝑉𝐸𝑐𝑜𝑠𝑡+ 𝑅𝐸𝐺𝑐𝑜𝑠𝑡 [€]
Sostituzione batterie (dal primo al decimo anno) 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,1°−10°= 𝐵𝐴𝑇𝑇𝑐𝑜𝑠𝑡 [ € 𝑎𝑛𝑛𝑜] Sostituzione batterie (a partire dal decimo anno) 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,10°−20°=𝐵𝐴𝑇𝑇𝑐𝑜𝑠𝑡
2 [ € 𝑎𝑛𝑛𝑜] Tabella 6.8– Costi operativi di riferimento (OPEX) di un impianto Stand Alone
Per quanto concerne l’impianto di dissalazione per prima cosa bisogna considerare i costi legati all’utilizzo di sostanze chimiche all’interno dei sistemi di pretrattamento e post-trattamento dell’acqua, i quali contribuiscono a garantire un’elevata purezza della stessa in uscita dall’impianto. È possibile esprimere tale contributo in €
𝑚𝐻2𝑂𝑎𝑛𝑛𝑜3 in accordo con [48].
Esso dipenderà pertanto dalla quantità di acqua che l’impianto produce in un anno 𝐻2𝑂𝑦𝑒𝑎𝑟, nota dagli output di tutte le configurazioni e gli scenari presenti nel modello.
Per quanto riguarda i costi di mantenimento, invece, il principale contributo è dato dal costo legato al ricambio annuale della membrana semipermeabile. Poiché essa ha un peso del 5-20% del CAPEX del dissalatore [1], si è scelto di considerare tale contributo con una percentuale di default del 10%.
Ulteriori costi di mantenimento sono legati alla manutenzione generale del dissalatore proposti nel modello come il 2,7% del CAPEX, in accordo con [49].
Infine, bisognerebbe considerare come ulteriore costo operativo quello legato alla dismissione della salamoia prodotta dall’impianto. È però possibile non considerare tale contributo se si suppone di ottenere un certo ricavo legato all’estrazione dei minerali presenti nella salamoia [50]. Per questo motivo, di default si considera pari a zero tale contributo, ma risulta comunque possibile nel modello tenerne conto, inserendo un costo espresso in €
𝑚𝐻2𝑂𝑎𝑛𝑛𝑜3 .
Nella Tabella 6.9 sono riassunti i costi operativi descritti e di cui si è tenuto conto nonché i relativi costi unitari proposti, di un generico impianto di dissalazione:
COSTI OPERATIVI (OPEX) IMPIANTO DI DISSALAZIONE SWRO
Costo unitario utilizzo di sostanze chimiche 𝐶𝐻𝐸𝑀𝐶𝑈= 0,0378 [ € 𝒎𝑯𝟐𝑶𝒂𝒏𝒏𝒐𝟑 ] Costo annuale delle sostanze chimiche 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐶𝐻𝐸𝑀= 𝐶𝐻𝐸𝑀𝐶𝑈∗ 𝐻2𝑂𝑦𝑒𝑎𝑟 [ €
𝑎𝑛𝑛𝑜]
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Costo annuale ricambio membrana (5-20%
CAPEX) 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑀𝐸𝑀𝐵= 0.1 ∗ 𝑇𝐴𝑆𝐶𝐷𝐼𝑆𝑆 [ €
𝑎𝑛𝑛𝑜] Altri costi di mantenimento (2,7% CAPEX) 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐴𝐿𝑇𝑅𝑂= 0.027 ∗ 𝑇𝐴𝑆𝐶𝐷𝐼𝑆𝑆 [ €
𝑎𝑛𝑛𝑜] Costo unitario dismissione della salamoia 𝑆𝐴𝐿𝐶𝑈= 0 [ €
𝒎𝑯𝟐𝑶𝒂𝒏𝒏𝒐𝟑 ] Costo annuale dismissione della salamoia 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑆𝐴𝐿= 𝑆𝐴𝐿𝐶𝑈∗ 𝐻2𝑂𝑦𝑒𝑎𝑟 [ €
𝑎𝑛𝑛𝑜]
Tabella 6.9 - Costi operativi di riferimento (OPEX) di un impianto di dissalazione SWRO
È possibile quindi riassumere come segue tutti i costi operativi che si dovranno sostenere annualmente per la manutenzione di un generico dissalatore:
𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖° = 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐶𝐻𝐸𝑀+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑀𝐸𝑀𝐵+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐴𝐿𝑇𝑅𝑂+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑆𝐴𝐿 [ €
𝑎𝑛𝑛𝑜] ; (6.5) Pertanto nel modello l’analisi sui costi operativi relativi all’intero impianto, a seconda della configurazione scelta, si presenta come mostrato nelle Figure 6.4 e 6.5.
Figura 6.4 – Configurazione Grid Connected. Scelta dei parametri per la valutazione dei costi operativi nel modello
116 Figura 6.5 - Configurazione Stand Alone. Scelta dei parametri per la valutazione dei costi operativi nel modello
Come si è detto, una volta scelti i costi operativi che si dovranno sostenere a seconda dell’impianto scelto, è possibile sommare il contributo dei costi connessi all’impianto fotovoltaico con quelli del sistema di dissalazione e andare così a costituire un unico vettore contenente i costi operativi totali che si prevedono di sostenere ogni anno.
Sulla base delle considerazioni fatte nella configurazione Grid Connected, in entrambi gli scenari, è possibile esprimere il generico vettore dei costi operativi come in Tabella 6.10:
Anno
VETTORE OPEX TOTALI IMPIANTO GRID CONNECTED + DISSALATORE
[𝒂𝒏𝒏𝒐€ ]
𝟏 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,1°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐸𝑛𝑒𝑟,1°+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖[ €
𝑎𝑛𝑛𝑜] ;
⋮ ⋮
𝟏𝟎 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,10°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐸𝑛𝑒𝑟,10°+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐼𝑁𝑉𝐸+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖 [ € 𝑎𝑛𝑛𝑜] ; 𝟏𝟏 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,11°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐸𝑛𝑒𝑟,11°+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖 [ €
𝑎𝑛𝑛𝑜] ;
⋮ ⋮
𝟐𝟎 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,20°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐸𝑛𝑒𝑟,20°+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖 [ € 𝑎𝑛𝑛𝑜] ; Tabella 6.10 - Costi operativi negli anni nella configurazione Grid Connected
In riferimento all’impianto fotovoltaico Stand Alone, invece, il vettore dei costi operativi totali sarà funzione dello scenario scelto per via della differente frequenza di sostituzione del sistema di accumulo. Considerando ad esempio per lo scenario 1 una sola sostituzione
117 del pacco batterie al decimo anno di vita dell’impianto, in cui avviene anche la sostituzione dei regolatori di carica e degli inverter, il vettore dei costi operativi dell’intero impianto sarà come in Tabella 6.11:
VETTORE OPEX TOTALI IMPIANTO STAND ALONE + DISSALATORE [ €
𝒂𝒏𝒏𝒐]
Anno Scenario 1
𝟏 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡.1°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖
⋮ ⋮
𝟏𝟎 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,10°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐼𝑁𝑉𝐸&𝑅𝐸𝐺+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,10−20+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖
𝟏𝟏 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,11°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖
⋮ ⋮
𝟐𝟎 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,20°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖
Tabella 6.11 - Costi operativi negli anni nella configurazione Stand Alone, Scenario 1
Per quanto riguarda lo scenario 2, supponendo una frequenza di sostituzione annuale delle batterie, il vettore dei costi operativi totali dell’impianto si presenterà come in Tabella 6.12:
VETTORE OPEX TOTALI IMPIANTO STAND ALONE + DISSALATORE [ €
𝒂𝒏𝒏𝒐]
Anno Scenario 2
𝟏 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,1°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,1°−10°
⋮ ⋮
𝟏𝟎 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,10°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐼𝑁𝑉𝐸&𝑅𝐸𝐺+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,10°−20°+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖
𝟏𝟏 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,11°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,10°−20°
⋮ ⋮
𝟐𝟎 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡𝑜𝑡,20°= 𝑂&𝑀 + 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐷𝐼𝑆𝑆,𝑖+ 𝑂𝑃𝐸𝑋𝐵𝐴𝑇𝑇,10°−20°
Tabella 6.12 - Costi operativi negli anni nella configurazione Stand Alone, Scenario 2