Fotovoltaico. Energia pulita per il risanamento ambientale

di Domenico Coiante.

Introduzione

In un precedente lavoro del 2013 (http://archivio.imille.org/2013/11/competivita-del-fotovoltaico-efficienza-di-conversione-territorio/) è stato analizzato in dettaglio il procedimento di calcolo del costo del kWh prodotto in una centrale fotovoltaica di grande taglia (10 MWp) installata nel meridione italiano. In quell’occasione si pervenne a stimare il costo in circa 12 centesimi di euro per kWh. Al momento il prezzo di acquisto da parte della rete elettrica nazionale era di circa 6 centesimi di euro per kWh. La conclusione fu che ancora non si era raggiunta la parità in rete e che, per conseguire questo obiettivo, occorrevano ulteriori riduzioni alle voci di costo. In special modo era necessario ridurre il costo dei moduli fotovoltaici, che risultava incidere per oltre il 50% sul costo totale.

Recentemente è stato dichiarato in più occasioni pubbliche che l’energia fotovoltaica, immessa in rete, ha ormai raggiunto vantaggiosamente la competitività economica. Vogliamo verificare il conseguimento di questo importante traguardo.

Costo del kWh

L’espressione del costo del kWh, C_kWh, si ottiene dal rapporto tra la spesa annuale totale sostenuta dal gestore della centrale e l’energia totale erogata ed immessa annualmente in rete. Sul costo del kWh sono ripartite tutte le spese, sia quelle attualizzate dovute alla realizzazione dell’impianto, sia quelle annualmente sostenute per l’esercizio e la manutenzione. In tal modo il costo rappresenta il prezzo minimo al di sotto del quale non è possibile vendere il kWh senza andare in deficit. Dalla definizione segue che, a parità delle altre condizioni, il costo di produzione del kWh dipende esclusivamente dal numero di kWh prodotti annualmente, indipendentemente dalla continuità temporale della loro produzione. L’intermittenza del fotovoltaico non gioca alcun ruolo sul costo di produzione. Diverso è il discorso del valore economico prodotto: questo dipende dal prezzo a cui si riesce a vendere il kWh sul libero mercato elettrico e ciò dipende da quanto affidabile è la fornitura del kWh. E’ qui che interviene pesantemente l’intermittenza casuale della produzione solare, che non permette di garantire la fornitura energetica nel tempo, con ciò riducendo il valore del prodotto. Senza approfondire ulteriormente l’argomento del valore, limitiamo la nostra attenzione alla valutazione del costo di produzione del kWh fotovoltaico. Una stima accurata è stata ricavata nel lavoro già citato, a cui rimandiamo il lettore per i dettagli. In quel caso la produzione energetica dell’impianto è stata riferita all’unità di superficie dei moduli fotovoltaici. Assumiamo anche qui questa modalità e, per nostra convenienza, mettiamo in evidenza nella stima del costo di produzione i principali contributi. In tal modo il costo può essere scritto come una somma:

C_kWh = C_kWh1 + C_kWh2 + C_kWh3                                                    (1)

Dove il primo addendo rappresenta il contributo di costo dei soli moduli fotovoltaici, il secondo quello delle strutture di sostegno, del terreno, dell’impiantistica e dell’esercizio e manutenzione, infine il terzo contiene i costi dell’elettronica di potenza e dell’assicurazione dell’impianto. I tre contributi sono rappresentati come segue:

C_kWh1 =  (FCR) C_m/eta₁ * eta ₂  F_D H                                      (2)

C_kWh2 =  [(FCR) (C_s + 2,5 C_t + C_i) + C_e&m]/eta ₁ eta₂  F_D H                                      (3)

C_kWh3 =[(FCR) S_p + C_ass] I_p /eta₂  F_D H                                   (4)

Ricordiamo che:

– FCR è il fattore finanziario annuale collegato al tasso d’interesse reale r pagato per restituire il capitale preso in prestito per realizzare l’impianto. La dipendenza di FCR dal tasso d’interesse avviene tramite il coefficiente di annualità Q_N (cioè il coefficiente che si applica al capitale per stabilire il valore della rata annuale restituita). Esso è espresso come Q_N = r/[1-(1+r)^-N], con N che rappresenta il numero di anni della vita operativa dell’impianto. FCR dipende anche dal rateo T delle tasse dirette pagate per la produzione dell’energia. Nella pratica si ha che FCR Q_N /(1- T).

– C_m è il costo dei moduli fotovoltaici espresso in euro/m²;

– C_s è il costo delle strutture di sostegno espresso in euro/m²;

– C_t è il costo del terreno espresso in euro/m², maggiorato del fattore 2,5 per tener conto del distanziamento tra i pannelli fotovoltaici necessario per evitare l’ombreggiamento reciproco;

– C_i è il costo dell’impiantistica espresso in euro/m²;

– C_e&m è il costo annuale di esercizio e manutenzione espresso in euro/m² anno;

– C_ass è il costo annuale di assicurazione dell’impianto espresso in euro/kW_p anno;

– S_P = C_e+C_ing+C_a è la spesa totale sostenuta per l’elettronica di potenza C_e, per l’ingegneria C_ing, per l’allacciamento alla rete C_a, espressa in euro per kW_p;

– eta ₁ è l’efficienza di conversione del campo fotovoltaico nelle condizioni operative, cioè tenendo conto degli effetti della differenza di efficienza tra i singoli moduli, della temperatura operativa e dell’invecchiamento;

– eta ₂ è il rendimento del sistema di condizionamento elettronico della potenza (inverter, ecc.);

– I_p è il valore di picco della potenza della radiazione solare che cade perpendicolarmente su una superficie di area pari a un m² = 1 kW/m²;

– F_D è il fattore di disponibilità annuale dell’impianto, cioè la frazione di tempo in cui l’impianto si trova in funzione;

– H è l’insolazione specifica del sito espressa in kWh/m² all’anno, ossia la quantità di kWh che cade su ciascun m² di area dei moduli esposti a Sud ed inclinati secondo la latitudine locale nel sito prescelto (radiazione solare globale, diretta e diffusa). H, pertanto, rappresenta il numero d’ore annuali equivalenti all’insolazione di picco.

Raccogliamo tutti questi parametri in una tabella (Tabella1) riportando in essa i risultati di una ricerca sul web con consultazione di alcuni siti che raccolgono e pubblicano i prezzi di mercato dei moduli fotovoltaici e degli inverters (es. http://pvinsights.com/RetailerPrice.php). Questi componenti rappresentano le voci di costo più importanti del bilancio economico. Nel sito sono indicati i valori massimi, medi e minimi praticati sul mercato per le varie tipologie di materiali e di taglie. Assumiamo per i nostri scopi il valore medio indicato in corrispondenza dei moduli al silicio cristallino (materiale più diffuso per la realizzazione degli impianti) e quello relativo alle grandi taglie per l’inverter (es. potenza nominale 100 kW e oltre). La stima dei prezzi riportata in tabella va considerata approssimata poiché quella più veritiera si può ottenere soltanto richiedendo offerta diretta alle varie ditte. Tuttavia alcune indicazioni significative si possono avere anche con la procedura qui assunta.

Per maggior chiarezza riportiamo nella tabella anche i dati relativi alla situazione descritta nel lavoro citato del 2013. Notiamo subito che alcuni valori hanno subìto un notevole abbassamento rispetto al 2013. Le variazioni più significative documentate sul web hanno riguardato il prezzo dei moduli fotovoltaici al silicio cristallino e quello degli inverters. Notevoli riduzioni si sono verificate per altri parametri, come le strutture di sostegno, l’impiantistica, l’ingegneria e l’assicurazione, ma tali riduzioni sono difficilmente documentabili. Quello che si può dire è che queste voci di spesa hanno usufruito dello sconto di quantità per l’aumento della taglia e della diffusione degli impianti, mentre la manutenzione ed il collegamento alla rete hanno beneficiato della completa automazione del loro funzionamento e del conseguente possibile controllo a distanza. Per questi parametri, i valori assunti in tabella derivano da comunicazioni private con alcuni operatori del settore. Da ultimo si è pensato di assumere come insolazione dei siti 1800 ore equivalenti contro le 1850 assunte in precedenza, ciò perché queste si riferiscono soltanto alla zona in assoluto più favorevole, quella ristretta intorno a Trapani, mentre 1800 ore  è un valore che aderisce meglio alla situazione di tutto il meridione.

Tab.1 – Valore parametri e costi specifici

Note alla tavola: 1.Prezzo medio riscontrato sul mercato per i moduli al silicio cristallino
secondo www.pvinsigth.com
2.Terreni marginali non agricoli
3.Per un impianto di almeno 5-10 MWp
4.Comprensiva delle perdite per il mismatching nell’assemblaggio, per l’innalzamento
termico e per l’invecchiamento durante la vita operativa (efficienza moduli circa 16%)
5.Italia meridionale e Sicilia

Con i valori dei parametri mostrati eseguiamo il calcolo dei tre contributi.

Il risultato finale è che il costo di produzione del kWh fotovoltaico per una centrale delle dimensioni ipotizzate di 10 MW_p, collocata nel meridione italiano, raggiunge attualmente i 5,7 centesimi di euro.

Nel collocare i kWh fotovoltaici sul mercato dell’elettricità, dobbiamo confrontarci con la situazione del prezzo d’acquisto praticato dalla rete nel momento della giornata in cui forniamo la nostra produzione. A questo proposito, ricordiamo che il prezzo si forma istante per istante dal confronto tra la domanda e l’offerta e che la richiesta segue nel tempo una curva, (diagramma di carico). Tipicamente il grafico mostra due picchi, uno mattutino e uno serale, e un minimo assoluto durante le ore notturne. Di conseguenza anche il prezzo d’acquisto da parte della rete elettrica varierà nel tempo seguendo il diagramma di carico. Esso sarà tanto più alto quanto maggiore sarà la richiesta, cioè in corrispondenza dei picchi (vedi Fig.2).

Ad esempio, dalla consultazione del sito del Mercato Elettrico si evidenzia che il giorno 28/02/2018 il prezzo medio giornaliero d’acquisto del kWh era di 8,4 c€ con un valore massimo di 11,5 c€/kWh nelle ore della punta mattutina ed un minimo notturno di 6,4. Nelle ore meridiane, tipiche della produzione fotovoltaica, il prezzo d’acquisto si collocava tra 11 e 8,2 c€/kWh.

La situazione del giorno successivo, 1 marzo 2018, è illustrata in dettaglio dal grafico prodotto sul sito del Gestore del Mercato Elettrico (GME) e riportato in Fig.2. Il diagramma mostra l’andamento orario del prezzo di acquisto dell’elettricità in unità euro per MWh (si noti che 1 MWh corrisponde a 1000 kWh e pertanto 100 euro a MWh corrisponde a 10 centesimi di euro a kWh).  Da esso si ottiene ulteriore conferma che nelle ore di fornitura degli impianti fotovoltaici (tipicamente dalle 9 alle 16) il kWh fotovoltaico vale intorno a 10 centesimi di euro contro i circa 6 centesimi di costo di produzione calcolato in tabella.

Fig.2 – Prezzo di acquisto dell’elettricità da parte della rete elettrica nazionale nel giorno 1 marzo 2018 (Fonte: GME)

Il confronto porta a concludere che il costo di produzione del kWh fotovoltaico (5,7 c€) risulta nettamente inferiore al prezzo ottenuto dalla vendita alla rete (circa 10 c€) e pertanto esso è pienamente competitivo.

Piena competitività

Una più dettagliata valutazione si ottiene se immaginiamo di collocare l’impianto in diversi siti italiani e di calcolare per ciascuno di essi il costo del kWh. Il diagramma seguente di Fig.1 raccoglie in un grafico i risultati ottenuti per i calcoli.

Fig.1 – Costo del kWh in funzione dell’insolazione nel sito

Il territorio italiano, dal centro-nord al sud, isole comprese, si colloca nell’intervallo d’insolazione compreso tra le 1100 ore equivalenti all’anno della Pianura Padana e le 1850 della Sicilia meridionale. In corrispondenza si può vedere sul grafico che il costo di produzione del kWh va da 9,4 a 5,6 c€.

Nelle condizioni del prezzo d’acquisto in rete di circa 10 c€/kWh, vigente il giorno 01/03/2018, si ha la competitività per gl’impianti collocati in tutti i siti con insolazione superiore a 1100 ore equivalenti, cioè all’incirca in tutta Italia. Naturalmente la remuneratività più grande si ha per i siti meridionali e insulari.

Per inciso notiamo che, per gli impianti collocati nei siti tipici Californiani, o del Nord Africa, la cui insolazione vale tipicamente oltre le 2000 ore, il costo di produzione può scendere al di sotto dei 5 c€/kWh, valore competitivo con il costo in assoluto più basso, che è quello dell’elettricità da carbone.

Si osserva che, a prescindere dal contributo dei moduli fotovoltaici, il costo degli altri contributi assomma a 3,48 centesimi di euro, cioè il 60% del costo totale. Poiché tutte le analisi del costo di produzione dei moduli mostrano che esso ha ormai raggiunto un andamento asintotico nel tempo, non ci si aspettano sue significative riduzioni. Ciò significa che, per avere ulteriori abbassamenti del costo, occorre agire sulle altre componenti, principalmente sulle spese di progetto, quelle assicurative e quelle di collegamento alla rete elettrica.

Naturalmente i miglioramenti tecnologici (soprattutto quelli dell’efficienza di conversione) possono portare a vantaggiosi cambiamenti di questa situazione.

Il conseguimento della competitività, specialmente nei siti più assolati, rende disponibile un margine di guadagno che può essere finalmente impiegato per ripagare la spesa per aggiungere un sistema di accumulo dell’elettricità (elettrochimico e/o idrogeno) da affiancare agli impianti fotovoltaici. Ciò permetterà di realizzare il salto di qualità dei sistemi che porterà al superamento da parte della rete dei problemi di stabilità dovuti all’intermittenza e alla conseguente possibilità del collegamento di ulteriori grandi quantità di potenza solare. In tal modo il fotovoltaico potrà avviarsi verso l’erogazione di una quantità d’energia pulita realmente significativa per il bilancio energetico nazionale e quindi a fornire un decisivo contributo al risanamento ambientale.