Tu sei qui

Costa meno l'energia solare fotovoltaica o quella nucleare?


Si è già visto in altro articolo come calcolare il costo unitario equivalente di produzione (levelized energy cost, LEC) di un piccolo impianto fotovoltaico domestico in autoconsumo e si è fatto notare come il valore ottenuto sia basso al punto da poter agilmente superare la parità con il prezzo dell'energia prelevata dalla rete (grid parity). Viene naturale a questo punto chiedersi: se invece di un piccolo impianto da 3 kW se ne costruisce uno da centinaia o migliaia di kW, quanto in basso può arrivare oggi il LEC? E può riuscire a competere con tecnologie come il nucleare?

1 - Il LEC e il suo significato

Come visto nell'articolo sull'impianto fotovoltaico domestico (di cui si consiglia la lettura per comprendere meglio alcuni concetti usati qui) il LEC è matematicamente calcolato come il rapporto tra il valore attuale cumulato dei costi e il valore attuale cumulato della produzione.

I costi possono essere suddivisi in due categorie principali.
Il costo dell'investimento
comprende tutti i costi sostenuti durante il periodo di costruzione fino a quando l'impianto finito entra per la prima volta in produzione.
I costi operativi
sono quelli sostenuti ogni anno per far funzionare l'impianto, ovvero: i costi per il lavoro umano, per le materie prime, le parti di ricambio, assicurazioni, tariffe e quant'altro. I costi operativi possono variare in base alla produzione (costi variabili) e vengono quindi rappresentati in termini di spesa per unità di energia prodotta (€/MWh); oppure sono fissi e sono rappresentati in termini di spesa per unità di potenza installata (€/MW). Ad ogni modo la distinzione tra costi fissi e variabili nella realtà non è mai netta, quindi una tale rappresentazione è spesso il risultato di un'approssimazione. Ai fini del calcolo del LEC in genere i due valori determinati in questo modo vengono poi sommati in un'unica voce di costo operativo annuale.

Data la suddivisione dei costi in investimento e operativi, il valore del LEC volendo può essere suddiviso ugualmente in due componenti in modo da chiarire meglio le modalità di calcolo e dare un maggiore contenuto informativo. In pratica si tratta di considerare la formula di calcolo come se fosse la somma di due rapporti invece che di uno solo.
Il primo rapporto mi esprime la parte di LEC associata al costo d'investimento per la costruzione, che per definizione viene sostenuto nel momento presente e quindi non subisce l'attualizzazione:

Costo Investimento
-----------------------------------------------------------
Sommatoria {Produzione / (1 + Tasso Rendimento)^ Num. Anni}

Il secondo rapporto esprime la parte associata ai costi operativi annuali:

Sommatoria {Costi operativi / ( 1 + Tasso Rendimento)^ Num. Anni}
-----------------------------------------------------------------
Sommatoria {Produzione / (1 + Tasso Rendimento)^ Num. Anni}

Da notare che nel caso abbastanza comune in cui la produzione e i costi operativi siano fissi nel tempo oppure abbiano lo stesso passo (perché il costo viene calcolato solo in termini di €/MWh) e il tasso di  rendimento usato per i costi e per la produzione sia lo stesso, di fatto nella seconda formula non sarebbe più necessaria l'attualizzazione riducendosi il tutto ad un calcolo di costo unitario "semplice" (Costi operativi / Produzione).

Ovviamente la formula unica è data dalla soma dei due numeratori con un unico denominatore comune.

Costo Investimento + Sommatoria {Costi operativi / ( 1 + Tasso Rendimento)^ Num. Anni}
---------------------------------------------------------------
Sommatoria {Produzione / (1 + Tasso Rendimento)^ Num. Anni}

Quella detta sopra può considerarsi una formula "classica" del LEC. Il risultato mi definisce il valore medio (in sostanza il prezzo) al quale dovrei vendere l'energia per recuperare il costo dell'investimento, i costi operativi e garantirmi il tasso di rendimento indicato. Non viene data però nessuna indicazione sul come debbano essere organizzati o strutturati i ricavi per ottenere quel valore medio di prezzo. Di conseguenza il calcolo classico del LEC non richiede la determinazione dei ricavi e non è influenzato da essi.

Se da una parte questo rende il calcolo del LEC più semplice e immediato, dall'altra porta con sé un limite; tra i costi non sono mai presi in considerazione gli oneri fiscali. Infatti la determinazione di tasse e imposte richiederebbe necessariamente il calcolo dei ricavi per ottenere il reddito imponibile.
A volte alcune delle stime che si trovano in giro calcolano un LEC "evoluto", comprensivo degli oneri fiscali. Anche se formalmente la formula per il calcolo può essere presentata come la stessa, in realtà questo approccio ha alle spalle delle elaborazioni più complesse perché richiede la stesura di un vero e completo piano economico-finanziario che tenga in considerazione aspetti importanti come le quote di ammortamento dei beni pluriennali.
Nel caso dell'impianto fotovoltaico domestico la questione degli oneri fiscali non era un problema perché in un impianto in autoconsumo "equilibrato", ovvero con una produzione pari ai consumi, i proventi dell'energia immessa in rete in regime di scambio sul posto vengono considerati come una compensazione dei costi sull'energia prelevata e non costituiscono quindi reddito imponibile (discorso diverso se la produzione fosse superiore ai consumi).
Come si sa, invece, nell'ambito di una vera attività economica imprenditoriale le imposte e tasse non sono proprio un costo insignificante. Di conseguenza il valore del LEC evoluto è da considerare più completo e, a parità di dati d'ingresso, sarà ovviamente più elevato del LEC calcolato con modalità classiche. In pratica il LEC evoluto rappresenta effettivamente una stima del prezzo finale dell'energia prodotta su quello specifico mercato, laddove invece il LEC classico rappresenta piuttosto una stima del costo puro della tecnologia.

Costruire uno dei piani economico-finanziari detti in precedenza (sempre semplificando le cose) non sarebbe poi così difficile, ma qui verrà usato sempre l'approccio "classico" al calcolo del LEC. Infatti, a parte la complessiva maggiore semplicità, nel LEC classico è molto apprezzata l'indipendenza rispetto alle variabili esterne che possono falsarne il risultato. Ad esempio, il fatto di essere indipendente da come sono strutturati i ricavi esclude già a priori l'influenza di eventuali incentivi diretti sulla produzione (feed-in tariff) e il non dover calcolare le imposte esclude l'eventuale effetto di incentivi indiretti (sgravi fiscali), come pure di tutto l'assetto delle norme fiscali che ovviamente può variare in base al paese e al settore considerato. Nel LEC evoluto in genere viene comunque scorporato l'effetto dei principali incentivi ma tutto il resto finisce comunque per incidere. In definitiva il LEC classico esprime un valore che è più facilmente confrontabile tra diverse tecnologie e diversi paesi, però bisogna sempre essere consapevoli che è un po' inferiore rispetto al prezzo finale di mercato. Quando si confrontano stime diverse del LEC eseguite per mercati diversi è bene quindi sapere sempre se sono presi in considerazione gli oneri fiscali.

A parte questo, capita spesso che la formula del LEC utilizzata sia corretta, integrata o addirittura semplificata in varie maniere. Una delle integrazioni più comuni riguarda la gestione del periodo di costruzione dell'impianto (che si vedrà dopo). Ad ogni modo tutte queste diverse formule a parità di tipologia di LEC e di dati in ingresso devono necessariamente convergere su risultati simili.

2 - Il tasso di rendimento e il ciclo di vita dell'impianto

Nella determinazione dei vari dati in ingresso la scelta del tasso di rendimento da utilizzare è sicuramente la più problematica. Anche in questo caso a seconda degli studi e dei rapporti considerati si possono trovare per una medesima tecnologia applicati tassi di rendimento diversi.

Nel caso dell'impianto fotovoltaico domestico era stato detto che per la determinazione del LEC è necessario far riferimento ad un tasso obiettivo, ovvero un tasso che esprime il rendimento tipico di quel genere di investimento in quello specifico contesto. Essendo un impianto fotovoltaico domestico un investimento comunque caratterizzato da un certo rischio, ci si attende normalmente di avere un rendimento superiore a quello tipico bancario per investimenti sicuri a lunga scadenza (diciamo un 2-2,5% netto). Alla fine si è considerato come "appetibile" in ambito domestico un rendimento del 4,5% (portato al 4% con i dati aggiornati).
Se quello in un impianto domestico può essere considerato un investimento collaterale rispetto alle proprie principali fonti di reddito, nel caso di un impianto di grande scala destinato alla produzione commerciale di energia si tratta di un vero e proprio investimento in un'attività imprenditoriale, di conseguenza i rendimenti a cui si punta sono più elevati.

Altra caratteristica tipica dei grandi impianti di produzione è la necessità di investire grandi somme di denaro. L'imprenditore, che si tratti di una persona fisica o di una persona giuridica (società di capitali), quasi mai ha sufficienti risorse per finanziare con il capitale proprio il progetto, quindi in genere fa ricorso al cosiddetto capitale di debito, ovvero prestiti concessi da soggetti terzi (più che altro banche). Anzi, utilizzare in prevalenza il capitale proprio per questo tipo di progetti spesso non è neanche auspicabile. Infatti i tassi richiesti dalle banche sui prestiti sono sempre inferiori ai tassi di rendimento attesi sul capitale proprio, visto che i creditori sono più tutelati rispetto a chi investe sul capitale d'azienda (se le cose vanno male sono i primi ad essere rimborsati). Ovvio che nessuno obbliga l'azienda ad elargire utili adeguati ai propri soci-azionisti, ma se non lo fa subentrano altri problemi relativi alla perdita di valore dell'azienda (particolarmente evidenti quando si tratta di società quotate in borsa). Poi qui si parla di progetti ed obiettivi, e non si può certo partire dal presupposto di avere risultati scarsi.
Ad ogni modo è quindi evidente che in ambito imprenditoriale esistono due tassi obiettivo di riferimento: uno sul capitale proprio, espressione dei rendimenti attesi dai soci-azionisti, l'altro sul capitale di debito, espressione dei rendimenti attesi dalle banche creditrici, dove il primo è più elevato del secondo.

Partendo da questo presupposto, nel calcolo del LEC è molto comune calcolarsi un unico tasso di riferimento come media pesata dei due tassi appena citati, chiamato comunemente WACC (Weighted Average Costs of Capital).

L'entità del WACC, e quindi dei due tassi da cui è composto, ha una correlazione diretta con la percezione del rischio dell'investimento. Oltre al generico rischio associato all'attività imprenditoriale stessa, che può variare in base al mercato nel quale l'azienda opera (anche a livello geografico), c'è poi un rischio legato in modo specifico alla tecnologia. Ad esempio, la scarsa diffusione di una tecnologia viene considerata un fattore di incremento del rischio rispetto ad una tecnologia già affermata. Anche la "pericolosità" della tecnologia utilizzata può essere rilevante, sia per il rischio che in caso di incidente si comprometta definitivamente la funzionalità dell'impianto, sia per l'eventuale possibilità di dover anche risarcire danni a terzi (caso emblematico è il nucleare). Inoltre le tecnologie che richiedono la costruzione di impianti unici di grandi dimensioni per questioni di ottimizzazione dei costi (economie di scala) richiedono anche che i principali finanziatori investano cifre più elevate sul singolo progetto, "concentrando" il rischio e quindi incrementando i rendimenti richiesti.

Da quanto appena detto si può dedurre che il tasso di riferimento per il calcolo del LEC può variare in funzione della tecnologia e del mercato considerati. Un esempio tipico di tale impostazione può essere osservato nello studio eseguito dal Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems rilasciato nel novembre 2013 sul calcolo del LEC di varie tecnologie di produzione principalmente sul mercato tedesco. Tra i dati in ingresso utilizzati vengono indicati i seguenti tassi WACC a pagina 11:Tassi WACC Fraunhofer per varie tecnologie di produzione elettrica

Come si vede per le tecnologie meno diffuse, eolico marino, solare termodinamico (CSP) e fotovoltaico a concentrazione (CPV), vengono utilizzati i tassi più elevati, mentre per fotovoltaico ed eolico terrestre, tecnologie ormai discretamente diffuse e caratterizzate da impianti più piccoli e modulari rispetto a tutte le altre tecnologie, vengono usati i tassi più bassi. Va detto che tale situazione per le rinnovabili dipende dalla possibilità in Germania di accedere a specifici prestiti a tassi agevolati erogati da una banca pubblica dedicata allo sviluppo economico (il KfW Group, l'equivalente della nostra Cassa Depositi e Prestiti). Si tratta quindi di una condizione tipica di quel mercato e non è detto sia replicabile altrove.

Si può notare come dal tasso nominale venga calcolato il tasso reale sottraendo l'effetto dell'inflazione (al 2% in questo caso) secondo i medesimi calcoli già visti nel caso dell'impianto fotovoltaico domestico.
Ovviamente nel valutare i valori del LEC è importante tenere sempre in considerazione su quale ciclo di vita convenzionale d'impianto sono stati fatti i calcoli (la prima riga della tabella).
Anche lo studio Fraunhofer utilizza la formula classica del LEC ed è uno dei più completi e chiari nel fornire dati e procedure che abbia avuto modo di leggere.

Altri dati sui tassi con impostazione simile possono essere trovati nel rapporto eseguito da Ecofys per la Commissione Europea dal titolo "Subsidies and cost of EU energy" rilasciato nell'ottobre 2014. In particolare nell'Annex 4-5 a pag.14 troviamo la seguente tabella riepilogativa con tutti tassi distinti per paese e tecnologia:

Tassi WACC Ecofys per varie tecnologie di produzione elettrica
   ()

I tassi indicati (nominali) sono abbastanza simili a quelli dello studio Fraunhofer. Nelle pagine successive del documento è anche possibile vedere come viene composto il valore del WACC partendo dagli specifici indicatori di rischio. Nello studio Ecofys stranamente non viene mai citato il tasso di inflazione e pare che effettivamente nei calcoli non venga considerato. I dati di riferimento sul ciclo di vita degli impianti si trovano a pagina 12.

Infine si può considerare il caso dell'EIA (Energy Information Administration), un ente governativo statunitense che da diverso tempo calcola e tiene aggiornati i valori LEC delle principali tecnologie sul mercato USA nell'ambito dell'Annual Energy Outlook. Come scritto nell'introduzione, viene utilizzato un tasso WACC reale del 6,1% su un ciclo di vita convenzionale di 30 anni. In pratica è stato preso in considerazione una sorta di tasso medio valido per tutto il settore.
Lo studio EIA tiene in considerazione anche gli oneri fiscali, si tratta quindi di un LEC evoluto.

Ora che si ha qualche esempio come punto di riferimento viene da chiedersi: quale tasso di rendimento utilizzare per i nostri calcoli?
La prima questione da risolvere è se sia giusto utilizzare un tasso unico o tassi diversi per le due tecnologie. Come detto in precedenza il LEC nasce, soprattutto nella sua formulazione classica, come un modo semplice per confrontare i costi "tecnologici" di varie forme di produzione escludendo il più possibile l'effetto di variabili esterne (incentivi, agevolazioni, norme fiscali e così via). In base a questo principio a me sembra imprescindibile proporre un confronto "alla pari" utilizzando un solo tasso per tutte le tecnologie. Si tratta in pratica di dare una maggiore priorità alle variabili più materiali dell'investimento (i costi per la costruzione e gestione degli impianti e la produttività) piuttosto che ad una variabile più immateriale come il rischio. Infatti è comunque più facile trovare delle soluzioni per ridurre il rischio dell'investimento che non soluzioni per modificare costi e produttività.
Come valore verrà usato un tasso reale del 6% con un inflazione all'1,89% in modo da ottenere un tasso nominale tondo dell'8%.

Il tasso di inflazione dell'1,89% è superiore a quello utilizzato nei calcoli dell'impianto fotovoltaico domestico (nell'aggiornamento attuale l'1,2%). Infatti nel secondo caso si è volutamente scelto un approccio molto prudente (un tasso più basso peggiora la redditività dell'investimento), inoltre si faceva riferimento al solo contesto italiano, mentre in questo caso è più orientato all'Europa. L'1,89% è comunque leggermente inferiore al tasso "standard" del 2% utilizzato nella gran parte delle analisi; scelta sensata visto che attualmente anche in Europa l'inflazione si sta mantenendo su livelli bassi.

Il tasso scelto rappresenta abbastanza bene il contesto reale per le rinnovabili più diffuse (fotovoltaico ed eolico). Comunque il 6% reale (8% nominale) è superiore a quanto indicato negli studi Fraunhofer ed Ecofys i cui tassi mi sembravano troppo bassi. Il tasso risulta invece più basso del normale rispetto a quanto indicato per il nucleare, che quindi nel confronto alla pari tende ad essere avvantaggiato.

Il ciclo di vita convenzionale utilizzato come riferimento per il calcolo del LEC sarà di 30 anni; un periodo abbastanza realistico per il fotovoltaico ma invece un po' stretto per il nucleare, visto che le moderne centrali nucleari sono progettate per durare fino a 60 anni. Per questo motivo lo schema di calcolo verrà comunque prolungato fino a tale anno.

3 - Il periodo di costruzione dell'impianto e l'influenza sul LEC

Nel precedente caso del fotovoltaico domestico si è visto come i costi iniziali per la costruzione dell'impianto fossero sostenuti nell'anno zero, ovvero in quello che veniva considerato il presente, che coincideva anche con l'inizio della produzione dell'impianto. Pur essendo una semplificazione è abbastanza realistica perché in effetti tutta la procedura per realizzare un piccolo impianto dura giusto qualche mese e in genere una buona parte dei costi vengono pagati a lavori finiti. Come si era fatto notare, i costi iniziali (sostenuti nel presente) non vengono svalutati dal processo di attualizzazione come accade per le spese e i ricavi futuri e tendono quindi ad incidere per intero. Si tratta quindi di un aspetto critico, in particolare per quelle tecnologie che in proporzione ai ricavi hanno un costo d'impianto iniziale molto elevato (tecnologie "capital intensive").

Quando si va a considerare gli impianti di grande dimensione destinati alla produzione industriale di energia i lavori di costruzione possono durare anche per diversi anni, soprattutto con tecnologie che per esigenze di economie di scala tendono al "gigantismo". E` evidente quindi che non è più possibile far coincidere il pagamento dei costi iniziali d'impianto con il momento in cui viene avviata la produzione. Non è un aspetto da poco perché significa che per un periodo di tempo più o meno lungo chi investe nel progetto si ritrova a sostenere spese senza avere nel frattempo nessun ricavo di ritorno.

Se si prende come riferimento l'anno zero, i costi pagati durante il periodo di costruzione fanno riferimento al passato. Secondo il medesimo principio per cui le entrate ed uscite di denaro effettuate nel futuro per poter essere opportunamente valutate devono essere portate al presente (attualizzate), anche i costi di costruzione devono subire lo stesso trattamento. Questa volta però siamo nel passato e il processo è inverso; i valori non devono essere attualizzati ma capitalizzati. In pratica, partendo dall'anno zero, per ciascun anno del periodo di costruzione secondo una numerazione a ritroso dovrà essere applicata la formula dell'interesse composto:

Interesse Composto
= Spese annuali * (1 + Tasso Nominale) ^ Num. Anno

Come vi vede per la capitalizzazione è stato utilizzato il tasso nominale e non quello reale. Infatti le stime dei costi per la costruzione di un impianto vengono ovviamente fatte all'inizio dei lavori, ovvero rispetto all'anno zero si trovano concettualmente nel passato, quindi l'effetto dell'inflazione non va sottratto come nel calcolo del tasso reale, ma casomai aggiunto (i valori vengono aggiornati all'inflazione). Allo stesso tempo non è possibile applicare un semplice tasso reale "inverso" nel quale è addizionato l'effetto dell'inflazione perché la variabile tempo agisce in modo diverso; nella capitalizzazione più ci si allontana a ritroso dall'anno zero maggiore è l'effetto del tempo; con l'inflazione il punto di riferimento diventa l'anno d'inizio dei lavori ed è allontanandosi da questo che l'effetto del tempo aumenta.
In pratica nello schema di calcolo che verrà usato in seguito se si ipotizza un periodo di costruzione di cinque anni e spese annuali costanti di 1 milione di euro, con i tassi indicati in precedenza avremo:

Il calcolo utilizzato per il primo anno di costruzione (5) nella colonna VA (valore attuale) è:

1.000.000 * (1 + 0,0189) ^ 0 * (1 + 0,08) ^ 5

Nell'anno successivo:

1.000.000 * (1 + 0,0189) ^ 1 * (1 + 0,08) ^ 4

E così via. Ovviamente l'intestazione "valore attuale" in colonna in questo caso non è formalmente corretta.

In pratica la formula è stata scomposta in due parti: la prima rivaluta le spese al tasso d'inflazione con la variabile tempo che si incrementa; la seconda capitalizza le spese al tasso nominale con la variabile tempo che cala.

Come si vede in questo modo un impianto il cui costo all'inizio del periodo di costruzione è stato stimato in 5 milioni di euro in realtà pesa sull'investimento per oltre 6,5 milioni. In un piano finanziario attualizzato è quest'ultimo il valore del costo d'impianto che deve essere recuperato attraverso i ricavi per ottenere il tasso di rendimento indicato e nel calcolo del LEC è il valore da dividere per la produzione.
Ciò significa che per tutte le tecnologie caratterizzate da tempi lunghi di costruzione degli impianti i costi sostenuti non si limiteranno ad incidere per intero (aspetto già critico) ma saranno addirittura maggiorati, con dei potenziali effetti devastanti sulla redditività dell'investimento.

Da quanto detto se ne deduce che possono esistere due modi di indicare il costo di un impianto: il costo iniziale o immediato (in inglese si usa spesso il termine overnight cost, ovvero letteralmente il valore del costo di un impianto se fosse possibile costruirlo in una notte), che nell'esempio precedente sono i 5 milioni; il costo d'investimento (in inglese definito come full capital cost, all-in capital cost o investment cost), rappresentato invece dai 6,5 milioni.
A causa della confusione con le diverse denominazioni utilizzate spesso quando si recuperano informazioni sui costi delle varie tecnologie risulta difficile capire a quale delle due categorie appartengono. Nel caso di studi come quelli citati in precedenza è possibile scoprirlo leggendo la documentazione o verificando i calcoli, ma nel caso di articoli di giornale o comunicati stampa può davvero essere impossibile. Per tutte quelle tecnologie che tipicamente hanno impianti di piccole dimensioni o suddivisibili in moduli autonomi e facili da installare i tempi di installazione difficilmente superano un anno, quindi il problema non sussiste, visto che le due tipologie di costo tendono a coincidere. La gran parte degli impianti delle nuove fonti rinnovabili appartengono a questa categoria (eolico, fotovoltaico e bioenergie). Nel caso di centrali tradizionali (termoelettrico, grande idroelettrico e soprattutto nucleare) i tempi di costruzione possono essere lunghi e le due tipologie di costo ben diverse tra loro, quindi è essenziale capire cosa si ha in mano. Per quanto ho potuto vedere nella maggior parte dei casi si fa riferimento ai costi iniziali (overnight). E` evidente che quando si tratta di informazioni destinate al grande pubblico il fatto di utilizzare un valore di costo apparentemente più basso può risultare molto "comodo".

4 - Il LEC di un impianto fotovoltaico di grande scala

Già nel caso dell'impianto fotovoltaico domestico si era detto come per taglie di solo 3 kWp fosse possibile avere un costo d'impianto intorno ai 2.000 €/kWp. Negli ultimi anni la fotovoltaica è la tecnologia che ha mostrato di gran lunga i maggiori ribassi nei costi, in particolare grazie al crollo dei prezzi dei pannelli (calato ad oggi di circa il 77% rispetto al 2009). Anche gli altri costi del sistema, come l'inverter, i componenti elettrici accessori, i sistemi di fissaggio e la manodopera d'installazione (chiamati in inglese BOS, Balance Of System cost) hanno visto in misura minore una riduzione. In questo caso non si fa riferimento ad impianti domestici e neanche ad impianti aziendali in autoconsumo ma a vere e proprie centrali elettriche fotovoltaiche (utility scale). Come potenza installata si fa riferimento a valori da 1 MW in su.
Lo studio Fraunhofer prende in considerazione un costo di 1.000-1.400 €/kWp (pag. 10); lo studio 2014 sul solare dell'Energy & Strategy Group del Politecnico di Milano stima 900 €/kWp (pag. 233); lo studio Ecofys un valore di 980-1.269 €/kWp ma riferito al 2012 (pag. 21 annex 4-5). L'EIA fornisce dati solo per impianti che utilizzano un sistema di inseguimento del sole ad un asse mentre nel nostro caso si fa riferimento ad impianti fissi, quindi i valori non sono utilizzabili. Ad ogni modo, a titolo informativo, il valore indicato nella pagina degli "assumptions" nel documento relativo all'elettricità (pag. 97) per il rapporto del 2014 è di ben 3.279 dollari al kW, ovvero ad un cambio medio di 1,15 €/$, 2.851 €/kW, oltretutto per una taglia da 150 MW (!). Va detto che in parte tale valore è maggiorato solo apparentemente perché negli Stati Uniti hanno l'abitudine di indicare i valori in termini di potenza in corrente alternata invece che continua di picco (negli USA se non utilizzano degli standard diversi dal resto del mondo non sono felici). A parte questo il fotovoltaico costa effettivamente più che in Europa perché è un mercato più giovane. Anche se non so stimare l'incidenza del sistema ad inseguimento, il costo indicato mi sembra comunque eccessivo.

Alla luce di questi dati ho deciso di prendere come riferimento un costo d'impianto di 950 €/kWp, un valore abbastanza prudente visto che le stime suddette sono tutte vecchie di 2-3 anni.

Come accennato in precedenza, tale valore potrebbe essere considerato già come il costo d'investimento perché i tempi di costruzione per gli impianti fotovoltaici (seppur di grande scala) sono brevi e difficilmente superano un anno. Ad esempio, l'impianto fotovoltaico italiano di Rovigo (ben 70 MW) è stato completato in nove mesi. Nel nostro caso potremmo prendere in considerazione un impianto da "solo" 1 MWp e mettere zero come tempo di costruzione; è il vantaggio della modularità del fotovoltaico. Per avere uno schema unico di calcolo, però, è bene utilizzare anche la prima parte, quindi si opta per un impianto da 100 MWp in modo da inserire almeno 1 anno di costruzione e fare i relativi calcoli (per partire da zero bisogna opportunamente modificare la riga 21 in modo da inserire direttamente i valori).
Qualcuno potrebbe obiettare che 100 MW, seppur tanti in ambito fotovoltaico, siano pochi se confrontati con una grande centrale termoelettrica o nucleare e quindi non sia possibile fare un confronto equo. In realtà il fatto che i singoli progetti di investimento siano basati su impianti più piccoli è una delle caratteristiche intrinseche della tecnologia utilizzata e quindi è più che giusto tenerne conto. Si dice infatti che questi impianti "scalano bene" anche per potenze ridotte (ovvero hanno delle notevoli riduzioni del costo specifico), mentre altri riescono a scalare bene solo con potenze maggiori. Per il fotovoltaico si ritiene in genere che gli impianti scalino molto bene fino a potenze di soli 1-2 MW; oltre questa misura continuano ad esserci economie di scala ma minori e relative più che altro a costi accessori (ad es. costi di amministrazione, costi delle procedure burocratiche). Anche nel caso in cui si costruiscono centrali fotovoltaiche da centinaia di MW sfruttando i grandi spazi a disposizione (soprattutto negli USA, India, Cina, vedi qui) i progetti sono sempre suddivisi in moduli più piccoli che vengono collegati subito alla rete per iniziare a produrre.

Per quanto riguarda i costi operativi in genere per il fotovoltaico vengono espressi in forma di costi fissi (€/MWp) vista la mancanza di spese per i combustibili e la modalità di funzionamento "passiva", ovvero senza parti meccaniche in movimento, che limita una relazione diretta tra produzione e costi di manutenzione.
Lo studio Fraunhofer indica un costo di 35.000 €/MWp (pag.11, stranamente uguale per tutte le taglie d'impianto); lo studio del Politecnico 30.000 €/MWp (pag. 233); l'EIA propone ancora valori anomali con un costo di solo 24.690 $/MWp (pag. 97), ovvero al solito cambio di 1,3 €/$, circa 19.000 €/MWp. Lo studio Ecofys è l'unico che indica un valore in forma di costo variabile con 22 €/MWh (pag. 21); visto che la produttività di riferimento è di 1.169 ore (pag. 12), equivale ad un costo fisso di  25.718 €/MWp.

Per i nostri calcoli vista la taglia d'impianto elevata scelta penso che si possa prendere come riferimento un valore nella fascia bassa tra quelli indicati in precedenza, ovvero un costo operativo di 29.000 €/MWp. Nel caso del piccolo impianto domestico da 3 kWp era stato indicato un valore di 50 €/kWp (50.000 €/MWp). Ovviamente anche i costi operativi tendono in una certa misura a ridursi grazie alle economie di scala.

I costi operativi saranno applicati in quote fisse annuali espresse in moneta costante, esattamente come fatto per l'impianto domestico (a proposito vedi quanto scritto nell'ultimo punto delle semplificazioni). Come detto in precedenza, negli ultimi anni il costo di tutta la tecnologia fotovoltaica è andato continuamente riducendosi. Considerando che in parte i costi operativi derivano dalla sostituzione nel tempo di alcuni componenti (in particolare gli inverter), il fatto di considerare una quota fissa è sicuramente penalizzante, perché la tecnologia in futuro tenderà probabilmente a costare meno. Anche il calo fisiologico della produzione dell'impianto nel tempo (fissato allo 0,8% annuo in questo caso) tenderebbe a ridurre nel futuro i costi per la sostituzione di tutti i componenti elettrici vista la minore potenza richiesta. Ad ogni modo per semplicità tali aspetti non verranno considerati.

L'ultimo dato in ingresso che manca è quello relativo alla produttività. Come già ricordato altre volte, il PVGIS è un utile strumento per determinare la produttività della propria area geografica. A tal proposito va detto come negli ultimi anni gli archivi di dati relativi alla radiazione solare siano stati aggiornati con rilevazioni più recenti e accurate che hanno mostrato nella maggior parte dei casi valori superiori ai passati. In questo modo le stime di produzione degli impianti sono più alte di quanto si riteneva fino a poco tempo fa. In Italia risultano  migliorate in modo particolare le stime per tutta la Val Padana, per la Toscana, il Lazio e la Campania (vedi la cartina e la spiegazione dei fatti in questa pagina). Ad esempio per Val Padana viene stimata oggi una produttività media con orientamento e inclinazione ottimali tra le 1.250 e le 1.300 ore quando in passato veniva stimata intorno alle 1.050-1.150 ore (si considera sempre l'uso dei normali pannelli in silicio cristallino). Anche i dati reali di produzione degli impianti spesso confermano questa maggiore produttività. Ad esempio i dati reali di ben nove anni del piccolo impianto da 5 kWp del Parco Fluviale Regionale del Taro vicino a Parma indicano ad oggi una produzione media giornaliera di 17,04 kWh, ovvero una produttività media di circa 1.244 ore (17,04*365/5) nonostante l'inclinazione non ottimale dei pannelli di 17°.

Fatta questa opportuna precisazione, nello schema che viene presentato di seguito si prenderà in considerazione la solita produttività di 1.300 ore già usata per l'impianto domestico e tipica delle aree italiane del centro-nord. Ad ogni modo per avere un'idea più ampia dei possibili costi di produzione a diversi livelli di produttività, verrà presentata una tabella riepilogativa con il LEC calcolato per un'ampia fascia di produttività che va dalle 800 ore (Scandinavia) fino alle 1.800 ore (paesi del Nord Africa mediterraneo).

A questo punto possiamo vedere lo schema di calcolo con tutti i dati indicati in precedenza.

Come si vede tra i dati d'impianto per il periodo di costruzione è stato inserito il valore 1. Nello schema viene quindi automaticamente evidenziata un'unica casella in celeste ad indicare la posizione nella quale inserire il costo d'impianto. Nel nostro caso sono 950 €/kWp, quindi per 100 MWp sono 95.000.000 €.

I calcoli per questa riga sono quelli già spiegati in precedenza; abbiamo un effetto dell'inflazione nullo e uno di capitalizzazione su un solo anno. Il risultato è che i 95 milioni pesano in realtà al momento presente per una cifra maggiore, 102.600.000 €.

Per la parte che segue l'impostazione dello schema e i calcoli sono gli stessi già visti e spiegati nell'articolo sull'impianto fotovoltaico domestico. L'unica differenza è che il valore attuale di partenza è quello maggiorato calcolato per il periodo di costruzione.
Il valore del LEC viene mostrato anche suddiviso nelle due componenti relative al costo dell'investimento iniziale (in inglese, capital cost) e ai costi operativi. Si nota come la prima componente tenda a calare, mentre la seconda si incrementa leggermente solo a causa del decadimento della produzione, altrimenti sarebbe costante.

In base al ciclo di vita considerato nel nostro caso (30 anni) risulta quindi che per ottenere un rendimento del 6% reale è necessario valorizzare l'energia a 86,8 €/MWh, dei quali 62,5 per recuperare l'investimento (il capitale iniziale) e 24,3 per coprire i costi operativi annuali.
Nello schema presente nel foglio di calcolo a titolo informativo i calcoli arrivano fino a 60 anni. Si può notare comunque come passati i 30 anni il valore del LEC cali molto lentamente, in questo caso aspetto accentuato dal calo della produzione. Significa che la possibilità di ridurre i prezzi dell'energia allungando a dismisura il ciclo di vita degli impianti è molto inferiore a quanto normalmente si pensi.

Ecco un riepilogo dei valori del LEC per il fotovoltaico a vari livelli di produttività:

Produttività 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800
LEC (€/MWh) 141,1 125,4 112,8 102,6 94,0 86,8 80,6 75,2 70,5 66,4 62,7

In Italia al nord la produttività difficilmente scende sotto le 1.200 ore (a parte eventuali ombreggiamenti nelle valli alpine), al centro è sulle 1.400 ore, al sud 1.500 ore ma raggiunge nelle migliori zone della Sicilia le 1.600 ore. Significa che il LEC del fotovoltaico in Italia attualmente è tra i 95,1 e i 71,3 €/MWh. Sono valori bassi ma bisogna ricordare che si tratta di un LEC calcolato secondo modalità classiche e quindi non considera i costi per il pagamento di tasse e imposte.

5 - Il LEC di un impianto nucleare

Il dato sul costo d'impianto è abbastanza critico per il nucleare, sia perché è una tecnologia nella quale tale costo incide molto (capital intensive), sia perché negli ultimi anni la tecnologia stessa è diventata, con i reattori più sicuri di nuova generazione (III+ generazione), più costosa, anche in conseguenza di quanto successo con l'incidente di Fukushima in Giappone. Nel nostro caso si prende come riferimento un moderno reattore da 1.600 MW, come gli EPR, ma i dati dei costi sono più generici.

Lo studio Ecofys per la Commissione Europea dal titolo "Subsidies and cost of EU energy" nell'Annex 4-5 a pag.21 indica per il nucleare un costo intermedio di 4.284.684 €/MW, ovvero per la potenza di 1.600 MW indicata un costo di 6,8 miliardi di euro. Tale dato rigurda però i vecchi reattori di seconda generazione (vedi pag.2), quindi verosimilmente più basso rispetto alla nuove tecnologie.
L'EIA nelle sue Assumptions all'Annual Energy Outlook, nella sezione Electricity Market Module indica un costo di 5.366 $/kW (pag. 105) che per la solita potenza indicata e ad un cambio medio di 1,15 $/€ equivale a circa
7,5 miliardi di euro.
La World Nuclear association indica nella pagina The Economics of Nuclear Power cita uno studio della Nuclear Energy Agency che indica per un paese europeo come l'Ungheria un costo di 6.215 $/kW (sezione Capital Cost), ovvero con i soliti calcoli circa 8,6 miliardi di euro.
Si potrebbe poi citare ad esempio anche il noto caso reale del progetto di Hinkley Point C, una nuova centrale da due reattori EPR che è previsto venga costruita nel Regno Unito (grazie a ingenti sovvenzioni pubbliche) ad un costo di ben 18 miliardi di sterline nominali (significa che è il costo è già aggiornato all'inflazione del 2015). La costruzione dovrebbe richiedere 10 anni e al cambio di 1,32 £/€ vengono circa 11,9 miliardi di euro per un singolo reattore.

Con questi dati verrà preso in considerazione un costo d'impianto per la nostra centrale da 1.600 MW di 8 miliardi di euro.
Va detto che tutti questi dati si riferiscono al costo iniziale d'impianto (overnight cost), mentre il costo dell'investimento, come spiegato in precedenza, è più elevato e fortemente influenzato dalla durata del periodo di costruzione. Se si considera che attualmente in Europa le due centrali EPR in costruzione (Olkiluoto 3 e Flamanville 3) hanno avviato i lavori rispettivamente nel 2005 e nel 2007 ed ancora non hanno finito (forse nel 2018), nel nostro caso si prenderà in considerazione un periodo di costruzione di 9 anni.

Per quanto riguarda i costi operativi il medesimo documento EIA indicato in precedenza (pag.105) suddivide i valori in costi variabili di 2,14 $/MWh e fissi di 93,23 $/kW/anno, ovvero al cambio di 1,15 €/$ rispettivamente 1,86 €/MWh e 81.070 €/MW/anno.
Lo studio Ecofys indica un costo intermedio di 13 €/MWh.
Infine il Nuclear Energy Institute, sicuramente un'organizzazione autorevole e non ostile al nucleare, indica con una certa precisione in una pagina dal titolo Costs: Fuel, Operation, Waste Disposal & Life Cycle un costo per il combustibile di 0,0076 $/kWh e gli altri costi operativi per 0,0164 $/kWh. Ovvero in totale 24 $/MWh pari al solito cambio medio di 1,15 €/$ a circa 21 €/MWh.

I costi per lo smantellamento dell'impianto a fine vita non verranno presi in considerazione nonostante vengano spesso citati come uno dei grandi costi "nascosti" del nucleare. Infatti si tratta di costi sostenuti molto lontano nel tempo (spesso diversi anni dopo la chiusura e le centrali moderne sono fatte per durare 60 anni) e in uno schema finanziario attualizzato tali movimenti di denaro pesano molto poco. L'importanza di tale costi è quindi un falso luogo comune.

Nel nostro caso si è deciso di prendere in considerazione un solo dato espresso in forma di costi variabili pari a 20 €/MWh.

Infine, per quanto riguarda la produttività, i moderni reattori puntano ad un fattore di capacità di circa il 90%, quindi nel nostro schema si considera una produttività di 7.884 ore (0,9*24*365).

A questo punto ci sono tutti i dati necessari e possiamo vedere lo schema di calcolo:

Il costo di costruzione previsto di 8 miliardi di euro è stato distribuito sui 9 anni previsti in una modalità "a campana" spesso utilizzata in ambiti di costruzioni. I calcoli sono quelli già detti e come si vede il costo iniziale arriva a pesare ben 12,7 miliardi rispetto agli 8 di partenza. E` questo uno degli aspetti che più influenzano negativamente il calcolo del LEC per il nucleare e che la maggioranza delle persone tende ad ignorare.

Dopo di ciò lo schema segue i normali calcoli di attualizzazione tenendo in considerazione i costi operativi espressi in forma variabile indicati in precedenza. Annualmente incidono con quote costanti visto che anche la produzione lo è.

Come si vede il valore del LEC necessario per ottenere un rendimento reale del 6% in un periodo di 30 anni è di 93,2 €/MWh, dei quali 73,2 per coprire il costo d'investimento e 20 per coprire i costi operativi.

6 - Confronto fotovoltaico-nucleare

Possiamo riepilogare comodamente i dati del LEC per le due tecnologie attraverso un grafico:

Valori del LEC (LCOE) a 30 anni al 6% di tasso reale per fotovoltaico e nucleare

Come si può vedere alla produttività di riferimento di 1.300 ore il fotovoltaico ha un LEC inferiore di 6,4 €/MWh rispetto al nucleare (indicato ad una produttività costante di 7.884 ore). Anche considerando la fascia di produttività fotovoltaica che è possibile trovare in Italia (1.100-1.600) i valori rimangono complessivamente a favore del fotovoltaico.

E` un risultato abbastanza sorprendente visto che per luogo comune il nucleare viene considerata una tecnologia ultra economica e, al contrario, la fotovoltaica ancora molto costosa. I motivi degli elevati valori del LEC del nucleare sono già stati evidenziati. Se qualcuno non crede a questi risultati, può giovare sapere che per l'impianto di Hinkley Point C nel Regno Unito è stato previsto un incentivo sull'energia prodotta in termini di prezzo minimo garantito di 92,5 £/MWh ovvero al cambio £/€ di 1,32 la bellezza di circa 122 € al MWh. Tale cifra è così elevata anche perché, come indicato nell'articolo citato, il tasso di rendimento atteso sull'investimento è stato dichiarato da EDF stessa del 10% nominale e non dell'8% come nel nostro caso. Se provate a mettere il 10% nello schema di calcolo guarda caso si ottengono cifre del LEC vicine a quelle degli incentivi, a garanzia che i calcoli fatti non sono poi tanto sgangherati.

Da notare che anche considerando il ciclo di vita naturale delle centrali nucleari di tipo EPR (60 anni), il valore del LEC è di 82,4 €/MWh, ovvero appena sotto il valore di riferimento di 86,8 del fotovoltaico per produttività di solo 1.300 ore. Già nel Centro Italia il fotovoltaico costerebbe meno. Ricordiamo che nelle zone migliori del Sud Italia secondo il PVGIS il fotovoltaico raggiunge produttività di circa 1.650 ore.

A favore del nucleare  possiamo dire che si tratta di una fonte programmabile mentre il fotovoltaico non lo è. Non è una differenza da poco perché le fonti non programmabili non sono in grado di svolgere la funzione di dispacciamento dell'energia, che è fondamentale per il buon funzionamento di un sistema elettrico. Possiamo dire che sebbene la fotovoltaica sia un'energia "pregiata" in quanto rinnovabile, risulta però meno utile al sistema di quanto non sarebbe la nucleare. Significa che la gestione delle fonti non programmabili intermittenti come il fotovoltaico crea dei costi nascosti che ne riducono il valore a parità di altre fonti. Per capire meglio la questione si consiglia di leggere gli articoli sui sistemi di accumulo installati in Italia e quello sulle diverse funzioni degli accumuli nella gestione delle rinnovabili intermittenti.
Secondo quanto scritto nel quarto capitolo del secondo articolo citato, comunque, fino a quote di penetrazione del 30% sulla produzione totale le rinnovabili intermittenti creano dei problemi gestibili con piccoli costi addizionali, ovvero con costi poco rilevanti. Possiamo dire, quindi, che al di sotto di tale soglia fonti programmabili e non programmabili sono confrontabili tra loro. In Italia nel 2015 dovremmo essere intorno al 14,6% della produzione totale, quindi ben lontani dal 30%.

Come detto in precedenza il valore del LEC classico non è confrontabile direttamente con i prezzi di mercato perché non vengono considerati gli oneri fiscali e quindi il valore risulta più basso. Possiamo comunque fare alcune valutazioni.
Nel 2015-16 in Italia il prezzo di mercato è intorno ai 50 €/MWh. Osservando i risultati del LEC possiamo quindi dire che alla situazione attuale sia il fotovoltaico che il nucleare non sono in grado di remunerarsi adeguatamente da soli ma avrebbero bisogno di incentivi. Per il fotovoltaico è cosa nota, ma anche per il nucleare, come visto per Hinkley Point C, è una realtà. Pure in Italia quando vi era ancora il progetto di costruire 4 reattori EPR (poi abbandonato per il referendum) ENEL aveva avanzato la richiesta di prezzi minimi garantiti.

Va comunque detto che per il fotovoltaico in alcuni paesi europei vengono effettuate delle aste competitive al ribasso per avere gli incentivi (vedi a proposito la lista aggiornata su questo sito). Da alcune recenti aste effettuate in Francia e Germania sono risultati prezzi rispettivamente di 82 euro/MWh (prezzo medio) e 84,9 MWh (prezzo minimo). Si tratta di prezzi di mercato, quindi dovrebbero essere superiori al calcolo di un LEC classico, e considerando anche che si tratta di due paesi con un insolazione inferiore alla nostra, sono prezzi più bassi di quanto ci si aspetterebbe dai calcoli visti. Il fatto è che molto probabilmente la competizione delle aste ed una percezione bassa del rischio dell'investimento hanno portato il tasso di rendimento atteso su livelli inferiori al 6% reale qui utilizzato che, come detto in precedenza, è più alto rispetto a quanto indicato da diversi studi citati.
In un paese assolato come l'Italia eventuali aste al ribasso darebbero dei valori non poi molto lontani da quelli di mercato. Significa che la cosiddetta parità con il mercato (market parity), obbiettivo ritenuto fino a poco tempo fa semplicemente impossibile per il fotovoltaico, è invece quasi a portata di mano.


Aggiungi un commento

Filtered HTML

  • Indirizzi web o e-mail vengono trasformati in link automaticamente
  • Elementi HTML permessi: <a> <em> <strong> <cite> <blockquote> <code> <ul> <ol> <li> <dl> <dt> <dd>
  • Linee e paragrafi vanno a capo automaticamente.

Plain text

  • Nessun tag HTML consentito.
  • Indirizzi web o e-mail vengono trasformati in link automaticamente
  • Linee e paragrafi vanno a capo automaticamente.
CAPTCHA
Questa domanda serve a verificare se sei una persona reale in modo da prevenire la spedizione automatica di spam.
Image CAPTCHA
Enter the characters shown in the image.