Lcoe+, Lazard conferma: le rinnovabili (anche programmabili) sono le fonti energetiche meno care

Se occorre costruire nuova capacità elettrica, pure negli Stati Uniti di Trump, eolico a terra e fotovoltaico utility scale (i grandi impianti, oltre 1 MW) restano le tecnologie più economiche, anche senza considerare gli incentivi fiscali. La conclusione arriva dalla XIX edizione del Levelized cost of energy+ della storica banca d’affari Lazard, che conferma il vantaggio delle rinnovabili nonostante l’aumento dei costi di capitale, i tassi d’interesse elevati, i dazi e il rincaro delle catene di fornitura stiano facendo salire i prezzi di tutte le tecnologie.

Il costo livellato dell’energia, o Lcoe, distribuisce sull’elettricità prodotta durante la vita di un nuovo impianto le spese sostenute per costruirlo, finanziarlo e gestirlo, esprimendo il risultato in dollari per megawattora. Su questa base, e senza sussidi, l’eolico onshore si colloca tra 37 e 99 dollari/MWh e il fotovoltaico utility tra 40 e 98 dollari/MWh.

Per costruire una nuova centrale a ciclo combinato a gas servono invece tra 51 e 129 dollari/MWh, mentre il carbone si colloca tra 72 e 177, gli impianti a gas destinati a coprire i picchi di domanda tra 144 e 276 e il nuovo nucleare statunitense tra 175 e 255 dollari/MWh. La geotermia, rinnovabile programmabile, presenta un intervallo indicativo di 67-111 dollari/MWh, costruito però da Lazard su una disponibilità limitata di dati pubblici relativi a nuovi progetti. Più costosi risultano il fotovoltaico comunitario e commerciale-industriale, tra 88 e 197 dollari/MWh, e l’eolico offshore, tra 105 e 167.

Per confrontare correttamente le fonti variabili col gas è però considerare anche i “firming cost”, ovvero i costi aggiuntivi necessari a garantire al sistema una capacità affidabile quando sole e vento non sono disponibili. Questa funzione può essere svolta, ad esempio, attraverso batterie o centrali a gas peaker, chiamate a integrare le rinnovabili e a rendere disponibile capacità programmabile nei momenti di bisogno. Anche l’abbinamento con gli accumuli resta competitivo per le rinnovabili, pur facendo aumentare il costo rispetto alla sola generazione: il fotovoltaico utility con batterie si colloca tra 61 e 156 dollari/MWh, l’eolico onshore con accumulo tra 49 e 140. Il risultato non significa dunque che qualunque progetto rinnovabile sia sempre meno caro di ogni alternativa convenzionale, ma che eolico a terra e fotovoltaico utility presidiano la fascia più economica della nuova generazione e che anche geotermia e impianti abbinati agli accumuli rimangono concorrenziali.

Lazard calcola il costo di firming applicando i criteri di adeguatezza e accreditamento della capacità propri dei mercati elettrici regionali statunitensi, come i tre nell’immagine di seguito (Pjm, Ercot e Nyiso). Il parametro centrale è l’Elcc, che esprime quanta parte della potenza nominale di una risorsa può essere considerata effettivamente disponibile per soddisfare la domanda nelle ore critiche. Per i sistemi fotovoltaici ed eolici con accumulo viene ipotizzata una batteria con potenza pari al 50% di quella dell’impianto rinnovabile e una durata di quattro ore.

I risultati non rappresentano il costo di una centrale autonoma capace di fornire energia ferma 24 ore su 24 nello stesso sito. Sommano invece al Lcoe regionale della fonte rinnovabile il costo della capacità aggiuntiva necessaria a rispettare i requisiti di adeguatezza dell’intera area. Il valore regionale di partenza deriva inoltre dal punto medio dell’intervallo Lcoe nazionale, ricalcolato usando il fattore di capacità locale.

Nel mercato Pjm, senza sussidi, il fotovoltaico parte da un Lcoe regionale di 86 dollari/MWh, cui si aggiungono 37 dollari di firming, per un totale di 123. Il fotovoltaico con accumulo arriva a 167 dollari/MWh, sommandone 29 a un costo di generazione e stoccaggio di 138. Per l’eolico il totale è 98 dollari/MWh, di cui 16 per il firming, mentre l’eolico con accumulo raggiunge 127 dollari, con una componente aggiuntiva di 12. L’Elcc passa dal 12% del solo fotovoltaico al 30% col sistema di accumulo e dal 38% dell’eolico al 53% per l’eolico con batterie.

In Ercot, dove la penetrazione indicata da Lazard raggiunge il 47% per il fotovoltaico e il 49% per l’eolico, il firming solare costa 62 dollari/MWh: aggiunto ai 73 dollari del Lcoe regionale, porta il totale a 135. Il fotovoltaico con accumulo raggiunge 150 dollari/MWh, di cui 35 per il firming. L’eolico si ferma a 110 dollari, ottenuti sommando 36 dollari a un Lcoe di 74, mentre l’eolico con accumulo arriva a 120 dollari, con una componente di firming pari a 17. I rispettivi valori Elcc sono 17% e 53% per fotovoltaico e fotovoltaico con accumulo, 24% e 63% per eolico ed eolico con batterie.

In Nyiso il fotovoltaico raggiunge complessivamente 120 dollari/MWh, di cui 37 di firming, mentre il fotovoltaico con accumulo arriva a 155 dollari, con 23 dollari di capacità aggiuntiva. L’eolico si colloca a 118 dollari/MWh, compresi 25 di firming, e l’eolico con accumulo a 146 dollari, dei quali 15 aggiuntivi. L’Elcc sale dal 12% al 45% per il solare grazie alle batterie e dal 17% al 51% per l’eolico.

Gli accumuli aumentano quindi la quota di capacità rinnovabile riconosciuta come affidabile e riducono il firming richiesto al resto del sistema, ma il loro costo fa salire il Lcoe di partenza. Per questo, ad esempio, in Pjm il fotovoltaico passa da 123 dollari/MWh comprensivi di firming a 167 con l’aggiunta delle batterie, nonostante la componente di firming scenda da 37 a 29 dollari.

Il confronto regionale introduce così una distinzione importante rispetto al risultato generale. L’eolico comprensivo di firming resta tra 98 e 118 dollari/MWh nelle tre aree, dunque all’interno dell’intervallo del nuovo ciclo combinato a gas, pari a 51-129 dollari. Il fotovoltaico arriva a 120-135 dollari, superando di poco il limite superiore del ciclo combinato nel caso Ercot. Fotovoltaico con accumulo e firming raggiunge invece 150-167 dollari/MWh, mentre l’eolico con accumulo varia tra 120 e 146: configurazioni ancora competitive rispetto alle centrali a gas peaker da 144-276 dollari/MWh, ma non sempre meno costose del ciclo combinato.

La comparazione presenta anche un’asimmetria dichiarata da Lazard: al ciclo combinato non vengono applicati adeguamenti regionali né un costo di firming compensativo, sebbene anche le fonti convenzionali siano sottoposte ai meccanismi utilizzati dagli operatori di rete per accreditare la capacità.

Un’altra distinzione decisiva riguarda l’età degli impianti. Il Lcoe misura il costo completo di una centrale ancora da costruire, mentre per gli impianti esistenti Lazard calcola quanto costa produrre un’unità aggiuntiva di elettricità dopo che l’investimento iniziale è già stato sostenuto. Per questo il costo marginale delle centrali convenzionali operative risulta spesso inferiore al Lcoe delle nuove costruzioni: 26-36 dollari/MWh per il nucleare, 32-51 per i cicli combinati a gas, 34-69 per il carbone e 52-122 per gli impianti a gas peaker. Per fotovoltaico utility ed eolico già realizzati il costo marginale è invece vicino allo zero, perché non esistono spese per il combustibile e quelle variabili di esercizio sono limitate.

L’aumento dei costi di costruzione, insieme alle difficoltà legate a filiere, inflazione, dazi e autorizzazioni, rende dunque economicamente conveniente utilizzare meglio gli impianti esistenti nel breve periodo. Ma per le centrali convenzionali il costo operativo resta esposto alle oscillazioni dei prezzi di gas e carbone, mentre la crescita della domanda obbliga comunque a installare nuova capacità.

Anche gli accumuli sono rincarati, invertendo la diminuzione registrata lo scorso anno. I dazi sulle batterie agli ioni di litio hanno limitato l’accesso alle celle cinesi a basso costo, mentre le nuove restrizioni stanno accelerando la diversificazione delle catene di approvvigionamento verso altri produttori asiatici e statunitensi.

«Siamo entrati nell’era della rapidità nel portare nuova potenza in rete: la domanda sta superando l’offerta, i costi aumentano per ogni tecnologia e il valore si sposta verso chi può consegnare capacità più velocemente – afferma Samuel Scroggins, responsabile Renewables & Sustainable Infrastructure di Lazard – Le rinnovabili restano la risorsa meno costosa e più rapida da realizzare, ma per affrontare questa fase sarà necessario un parco di generazione diversificato».