lunedì, maggio 30, 2011

La “grid parity” del fotovoltaico

In questo nuovo articolo, Domenico Coiante ci spiega in maniera analitica che il raggiungimento della completa competitività economica del solare fotovoltaico rispetto alle altre fonti di energia è ancora lungi dall'essere conseguita e che a tale scopo sono necessari ancora degli avanzamenti tecnologici. In particolare, ciò che ostacola la riduzione dei costi di produzione sembra essere proprio il costo dei componenti impiantistici diversi dai moduli fotovoltaici.


Scritto da Domenico Coiante


Da qualche tempo, sempre più frequentemente, appaiono sulla stampa articoli che annunciano come sia ormai a portata di mano il conseguimento della competitività del fotovoltaico per gli impianti direttamente connessi alla rete elettrica, cioè la desiderata “grid parity” tra il costo di produzione del kWh fotovoltaico con quello dei kWh convenzionali che circolano nella rete. Gli annunci più recenti sono quello dell’EPIA (Associazione delle Industrie Fotovoltaiche Europee), che colloca tale evento intorno al 2020, cioè entro circa 9 anni, disponibile cliccando qui e quello comparso sulla rivista “Quale Energia” (www.qualenergia.it), che lo colloca addirittura nel 2013.

Per vedere quanto c’è di vero in queste previsioni, proviamo a riportare i fatti che dovrebbero caratterizzare scientificamente il conseguimento della parità.
Innanzi tutto stabiliamo il significato del concetto di parità economica, o di competitività. Il kWh fotovoltaico è immesso nella rete elettrica ed è pagato allo stesso prezzo dei kWh convenzionali che in quel momento vi stanno circolando. Il prezzo dell’elettricità è regolato dalla legge della domanda e dell’offerta e quindi può variare da una località all’altra, da un’ora all’altra e da un giorno all’altro. Ad esempio, nel corso della giornata il prezzo d’acquisto della rete può variare da circa 5 c€/kWh delle ore notturne a circa 9 c€/kWh nelle ore di punta intorno a mezzogiorno. Allora il confronto andrebbe rigorosamente fatto istante per istante seguendo l’andamento temporale del prezzo. Tuttavia, per lo scopo del nostro lavoro e per non complicare troppo le cose, prendiamo come riferimento il prezzo medio giornaliero unificato su scala nazionale (PUN), che si trova pubblicato sul sito del Gestore del Mercato Elettrico (www.mercatoelettrico.org/It/). Mentre scrivo queste note il PUN odierno medio (24/05/2011) vale 7,51 c€/kWh. In definitiva, per essere competitivo, il kWh fotovoltaico deve costare al massimo questa cifra.

In un mio precedente lavoro, disponibile qui è stato calcolato il costo di produzione del kWh fotovoltaico come:

CkWh = [(AEP)]-1{[QN (1-Tb/dQd)(1-T)-1](B + KR) + KEM} KI

Dove i vari parametri hanno i seguenti valori:
• AEP (annual energy production) = produttività specifica annuale netta espressa in kWh/kW = DH/Ip = 1200 kWh/kWp (media nazionale);
• QN = r/[1 – (1+r)^-N] = fattore di annualità = 0,06505;
• r = tasso annuale d’interesse reale = 5%;
• N = vita operativa dell’impianto = 30 anni;
• T = rateo delle tasse dirette = 0,33;
• b = quota parte dell’investimento in apparati tecnici riconosciuta per il deprezzamento = 0,5;
• d = numero di anni in cui avviene il deprezzamento = 12;
• Qd = r/[1 – (1+r)^-d] = fattore di annualità per l’ammortamento = 0,1295 ;
• B = fattore di maggiorazione del costo di capitale per l’aumento dei prezzi durante la costruzione della centrale = 1;
• KR = frazione dell’investimento per l’acquisto delle parti di ricambio durante l’esercizio = 0,1;
• KEM = frazione dell’investimento impiegata per la spesa annuale di esercizio e manutenzione = 0,01;
• KI = costo specifico dell’impianto espresso in €/kWp;
• D = nmis nth nin ncp = fattore di prestazione dell’impianto = 0,75;
• nmis = fattore di mismatching nell’assemblaggio dei moduli in pannelli = 094;
• nth = fattore medio di temperatura per il riscaldamento dei moduli durante il funzionamento = 0,92;
• nin = fattore medio d’invecchiamento dei moduli nell’arco della vita operativa = 0,93;
• ncp = rendimento del condizionamento di potenza (inverter, ecc.) = 0,94;
• H = insolazione media annuale sui moduli espressa in kWh/m2 = 1600 kWh/m2;
• Ip = intensità della radiazione di picco espressa in kW/m2 = 1 kW/m2.

Inserendo i valori indicati nell’espressione precedente si ricava per il costo del kWh l’espressione:

CkWh = 8,783 10-5 KI

Considerando che il costo specifico dell’impianto fotovoltaico chiavi in mano si aggira oggi intorno a KI = 3000 €/kWp, si ottiene il valore attuale medio in Italia del costo di produzione:

CkWh = 26,3 c€/kWh

Siamo perciò ancora un fattore 3,5 sopra al livello di parità.
Usando ora la stessa espressione come un’equazione per determinare il costo dell’impianto che corrisponde alla parità a 7,51 c€/kWh, otteniamo per KI il valore:

KI0 = 855 €/kWp

Pertanto la parità potrà essere ottenuta solo quando il costo totale dell’impianto scenderà dagli attuali 3000 a 855 €/kWp. Sorgono allora due domande:

1. E’ possibile ottenere questo valore?
2. Se ciò è possibile, quando potrà avvenire?

Vediamo, pertanto, che il quesito circa il conseguimento della parità richiede una risposta positiva alla prima domanda e solo dopo aver verificato questo fatto possiamo cercare di rispondere alla seconda. Evidentemente le previsioni riportate nei due lavori citati danno per scontata la risposta positiva alla prima domanda e cercano di rispondere alla seconda sulla base dell’estrapolazione della curva che esprime l’abbassamento del costo di produzione del kWh in funzione del tempo. Ciò presuppone l’ipotesi che la tendenza attuale di sviluppo possa continuare per gli anni a venire con almeno lo stesso valore presente del tasso annuale di decrescita dei costi. Pertanto la previsione non è basata sulla stima probabilistica del permanere delle condizioni al contorno che stanno permettendo l’abbassamento del costo, ma esprime l’ottimistico desiderio che le cose proseguano indisturbate come ora.

Di fatto, gli esperti di questo genere di previsioni sanno che il modo più corretto di affrontare l’argomento è quello di tracciare la curva d’apprendimento economico e di ragionare su di essa. Proviamo a fare tale operazione con l’intento di verificare la validità delle previsioni.
Ammettiamo per il momento che il costo dell’impianto si sia ridotto agli 855 €/kWp che permettono la parità. Supponiamo che tale costo sia dovuto per il 60% ai moduli fotovoltaici e il 40% al resto del sistema. Avremo così un costo dei moduli pari a circa 513 €/kWp e 342 €/kWp per il resto del sistema.

Tra il prezzo di un prodotto commerciale immesso nel mercato e il numero dei pezzi, venduti cumulativamente nel corso degli anni, esiste una precisa relazione matematica, che può essere rappresentata graficamente su scala bilogaritmica come una funzione lineare decrescente (naturalmente in condizioni ideali di libero mercato e in assenza di vincoli limitativi esterni). In tale rappresentazione il prezzo cala al crescere del volume cumulativo delle vendite. Per capire meglio, basta pensare al prezzo dei telefoni cellulari e a come esso sia calato al crescere della diffusione capillare nell’uso. E’ una legge generale di scala che viene indicata come legge d’apprendimento economico del mercato. L’autore di queste note ha potuto seguire personalmente l’andamento storico dei dati di prezzo relativi ai moduli fotovoltaici a partire dal 1975 ed ha ricostruito (anche avvalendosi di altre fonti di osservazione) la relativa curva d’apprendimento, mostrata in figura.
Ogni punto rappresenta la coppia di valori, prezzo-volume di mercato, di quell’anno. Si parte dal 1975 e si arriva al 2010. I punti sperimentali si dispongono lungo una retta come previsto dalla teoria fino al 2003. Da quell’anno, per i successivi cinque anni, i punti stazionano sullo stesso livello di prezzo discostandosi dalla retta ed infine recuperano verso l’andamento teorico nel 2010.
Lo scostamento degli ultimi anni coincide con l’introduzione nei paesi europei delle incentivazioni governative che hanno causato un eccesso di domanda rispetto alla capacità dell’offerta con conseguente lievitazione anomala dei prezzi.

L’adeguamento della capacità produttiva industriale, nel frattempo intervenuto, sta riportando il sistema nella logica d’apprendimento. Il punto rappresentativo del 2010 si colloca molto vicino al prolungamento della retta, lasciando presumere il prossimo riallineamento all’andamento rettilineo precedente. Assumendo ciò come un’ipotesi probabile, possiamo estrapolare la curva d’apprendimento fino ad incontrare il valore del prezzo dei moduli ritenuto capace di produrre il kWh a costo competitivo. Come visto sopra, tale valore è pari a 513 €/kWp, cioè circa 0,7 $/Wp (1 € = 1,3 $), che nel nostro grafico è rappresentato dalla linea scura orizzontale. L’incontro tra la curva d’apprendimento estrapolata e questo livello avviene per un volume cumulato delle vendite pari all’incirca a 300000 MWp.

Essendo consapevoli di aver azzardato l’ipotesi della ripresa dell’apprendimento normale, la probabilità del raggiungimento della competitività per la coppia di valori, prezzo 0,7 $/Wp – volume di mercato 300000 MWp, ha un margine di confidenza molto alto. Fino a questo punto ci sentiamo abbastanza tranquilli circa la previsione. E’ il passaggio successivo di sostituire la scala dei volumi di mercato con quella temporale che possiede un grado di aleatorietà molto alto. Infatti nulla ci autorizza a dire, a parte la speranza, che il divario tra le vendite cumulate del 2010, circa 40000 MW (www.epia.org “Global market outlook for photovoltaics until 2015”), e il traguardo dei 300000 MW possa essere colmato in tre anni. Significherebbe ammettere che il volume delle vendite possa aumentare a circa 80000 MW all’anno contro i 16500 MW registrati nel 2010.
Viceversa, nell’ipotesi conservativa che in media il volume annuale delle vendite si mantenga per gli anni a venire sul valore di 16500 MW del 2010, il valore cumulativo del mercato raggiungerebbe i 300000 MW in circa 15 anni.
Considerando che il volume annuale delle vendite mostra una tendenza alla crescita, la previsione dell’EPIA di circa 9 anni appare abbastanza realistica.
Pertanto, riassumendo il nostro ragionamento, possiamo dire che, se fosse possibile ridurre il costo degli impianti fotovoltaici a circa 855 €/kWp (60% moduli e 40% resto del sistema), la competitività sarebbe raggiunta entro i prossimi 9-10 anni.

A questo punto, però, è necessario verificare che effettivamente la risposta alla prima domanda sia positiva.
E qui, purtroppo, le cose si complicano notevolmente. Infatti, le analisi economiche applicate alla tecnologia fotovoltaica attuale (silicio cristallino, film sottili, efficienza di conversione commerciale massima al 12-16%) mostrano la presenza di un costo limite per il resto del sistema a circa 1000 €/kWp, cosa che porta il costo totale intorno a un costo limite di 1500 €/kWp (vedere questo mio precedente articolo), il che significa un costo minimo di produzione del kWh pari a 13,1 c€/kWh, ancora non competitivo.

In definitiva, allo stato attuale della tecnologia fotovoltaica e in una stretta logica di mercato, la risposta alla prima domanda è negativa e, pertanto, le previsioni temporali circa il raggiungimento della “grid parity” hanno poco senso. A meno che non si facciano entrare in gioco due aspetti concomitanti: i benefici economici connessi ai vantaggi ambientali del fotovoltaico, cioè il ricorso esplicito alle esternalità, e il passaggio a nuove tecnologie produttive a più alta efficienza in grado di ridurre la superficie degli impianti e, quindi, di abbassare sensibilmente il costo del resto del sistema. Ma questo è un altro discorso.

11 commenti:

Stefano ha detto...

13 cent è ampiamente competitivo per l'autoconsumo. E' questa anche la tesi di Qualenergia, che per questo motivo anticipa di molto la parità.

Il mio parere è che il PV si presta così bene alla generazione distribuita in ambito residenziale che è troppo riduttivo studiarne gli aspetti solo a livello industriale.

Le sarei grato dott. Coiante se potesse fare un'analisi di costi-benefici anche per il privato cittadino (o soggetto giuridico che sia) che produce principalmente per autoconsumo e non per vendere, con impianti di piccola taglia (1-20 kWp)

Grazie.

Mauro ha detto...

L'aumento del costo dei combustibili fossili e quindi dell'energia elettrica è stato calcolato?

bkk76 ha detto...

c'e' per caso in giro anche un'analisi dei costi di produzione dei moduli e delle celle fv? cioe' una lista tipo : alluminio X, energia elettrica X, mano d'opera X ... e per le celle Silicio X, cristallizzazione X ...ectetc

ant48 ha detto...

Egr. dott. Coiante, giustamente lei conclude facendo notare che in una stretta logica di mercato è praticamente impossibile fare previsioni temporali affidabili sul raggiungimento della grid parity, a meno che non si facciano entrare in gioco le esternalità, cioè i vantaggi/svantaggi indiretti delle varie modalità di produzione dell'energia, e il passaggio a nuove tecnologie fotovoltaiche più efficienti.
D'accordissimo, in particolare vorrei conoscere la sua opinione su questo:
1 – Dal post del prof. Ugo Bardi:
www.aspoitalia.it/blog/nte/2011/04/04/ecco-come-i-sussidi-per-lenergia-ci-stanno-rovinando/#comments
si ottiene (nei limiti in cui la torta è disegnata in scala, comunque cambierebbe poco) che ogni 1% di energia globale prodotta riceve un sussidio di circa 6 miliardi di dollari. Casualmente viene circa lo stesso sia per i combustibili fossili che le energie rinnovabili; se non sbaglio, per le rinnovabili questo sussidio coincide in pratica con quel contributo esplicito – e per questo tanto chiacchierato - che troviamo nella bolletta dell'energia elettrica, mentre per i combustibili fossili si tratta di sussidi non esplicitati, nascosti nelle pieghe di tante cose che comunemente paghiamo senza accorgercene.
Ma se questo è anche grossolanamente vero, la grid parity è già raggiunta ora. O no? Sono andato proprio fuori dal seminato?
2 – Al di là (entro certi limiti...) del prezzo commerciale, si riesce ad avere un'idea anche pallida di quando sarà possibile disporre di pannelli col 30% di efficienza, a film sottile e basati su materiali abbondanti? Molte case esistenti hanno il tetto inadatto per installarci una superficie di pannelli che dia una potenza significativa; riducendo drasticamente la superficie richiesta si aprirebbe probabilmente una straordinaria nicchia di mercato (e soprattutto di ulteriore produzione di energia) parallela e quasi non in concorrenza con ciò che esiste già, e potrebbe anche sopportare notevoli extracosti.

Domenico Coiante ha detto...

prova di commento

Domenico Coiante ha detto...
Questo commento è stato eliminato dall'autore.
Domenico Coiante ha detto...

In merito ai commenti dei lettori posso dire quanto segue:
1 - La parità economica è considerata nel confronto tra il costo di produzione del kWh e il prezzo di vendita nel mercato dell'energia elettrica. Se il prezzo spuntato dal nostro kWh è 7 centesimi e il nostro costo di produzione è 13 centesimi, l'affare è in perdita. Su questo non ci sono dubbi.
2 - L'affare è reso artificialmente positivo per il privato dalla erogazione dell'incentivazione pubblica, ma ciò non significa che per la collettività sia la stessa cosa. Se il privato ci guadagna, il pubblico ci rimette perché il denaro si conserva come l’energia.
3 - La parità vera si avrà quando il costo di produzione uguaglierà il prezzo di vendita in rete in condizioni di libero mercato, senza la presenza di alcuna incentivazione. Solo allora il bilancio costi benefici economici sarà veritiero sia per il privato, che per la collettività.
4 - Diverso è il discorso del bilancio di valore. Qui intervengono considerazioni non strettamente economiche, ma più socio-politiche-ambientali, che possono modificare la situazione in favore della tolleranza, entro certi limiti, del differenziale negativo oggi esistente tra costo e prezzo.

Domenico Coiante ha detto...

5 - Negli anni '70, quando facevo le prime analisi economiche di costo del kWh fotovoltaico (allora intorno alle 1200 lire/kWh) , il prezzo del kWh elettrico sul mercato dell'elettricità era di 5 centesimi di dollaro ed il petrolio costava circa 15 $/barile. Se rivalutassimo questi 5 cents ad oggi sulla base dell'inflazione, arriveremmo a ben oltre i 7 centesimi di euro attuali. Eppure il petrolio oggi costa circa 100 euro al barile. Come si vede, il prezzo dell'elettricità risente molto poco del prezzo del petrolio (oggi risente di più del prezzo del gas). Di fatto, da sempre, il prezzo del kWh è stato calmierato dal costo di produzione delle centrali a carbone. E ciò avviene anche oggi. Fino a che il prezzo del carbone si mantiene entro gli attuali limiti, il costo del kWh nelle centrali a carbone si aggira intorno ai 4 centesimi (6 centesimi nelle centrali cosiddette pulite). Per tale motivo il prezzo degli altri combustibili non può essere portato troppo in alto. Se così fosse, l'industria elettrica passerebbe ad un maggior uso del carbone. Questo è il motivo per cui il prezzo del kWh si continua a mantenere (a parte l'inflazione) intorno ai valori attuali.
6 - In un lavoro di qualche anno fà, ho trattato l'argomento del costo limite dei moduli fotovoltaici con particolare riferimento al costo del silicio mono e policristallino. Per far capire perchè il costo limite dei moduli della presente generazione PV si troverà sempre al di sopra del valore necessario per il conseguimento della competitività, ho spesso usato l'esempio della lastra di vetro che viene usata per il contenimento sia dei moduli a celle che quelli a film sottili. Il costo di questo vetro un pò speciale si aggira intorno ai 70 -100 euro/mq e, vista la tecnologia ormai secolare di fabbricazione del vetro, difficilmente tale costo potrà essere ulteriormente abbassato. Su 1 mq di superficie cadono 1500 kWh di radiazione solare all'anno. Supponendo un efficienza di conversione del 15%, ciò corrisponde ad una produzione di 225 kWh, che ridotti dal fattore di prestazione del resto d'impianto (0,75) danno in uscita 169 kWh netti. Considerando l’ammortamento della spesa nei 30 anni di vita al tasso del 5%, la spesa annuale del vetro si aggira tra 0,065*(70-100) euro cioè 4,55-6,5 euro all’anno. In definitiva il contributo del solo vetro al costo di produzione del kWh sarà 2,7-3,8 centesimi di euro. Siamo già a circa la metà del prezzo pagato dalla rete. Se consideriamo poi i contributi ben maggiori degli altri materiali (silicio, metalli nobili, plastiche ecc.) e delle tecnologie e del lavoro, si capisce immediatamente come la parità a 7 centesimi sia praticamente impossibile.
Ma allora dobbiamo lasciare perdere tutto?
No assolutamente. Occorre continuare a insistere sulla strada dell’abbassamento dei costi di costruzione e su quello parallelo dell’aumento dell’efficienza con lo scopo di far apprendere al mercato la nostra tecnologia fotovoltaica in attesa che si concretizzino i prodotti di terza generazione, finalmente competitivi.
A quel tempo, sarà possibile anche parlare in termini economici soddisfacenti dei sistemi di accumulo che faranno uscire il fotovoltaico dalla sua nicchia dell’intermittenza verso un ruolo di fonte energetica realmente alternativa ai combustibili fossili.

Stefano ha detto...

Grazie Dott. Coiante.
Ma, con sano spirito critico e senza polemica, riformulo meglio la mia domanda, che, forse poco chiara, non ha ricevuto risposta.

A me privato cittadino che installo 3kWp di PV sul tetto della mia abitazione o a me dittarella di servizi qualsiasi che installo 15 kWp sul tetto del mio capannone, siccome pago in bolletta, ad esempio, 20 cent/kWh tasse incluse ho già la convenienza ad installare l'impianto se questo costa 13cent/kWh (senza nessun incentivo).

Da qui la mia domanda e la gentile richiesta di una seconda sua analisi sui costi/benefici riferiti a questa categoria di acquirenti di sistemi PV.
Infatti, immagino che il computo dei costi sia leggermente semplificato se l'acquirente non accende un prestito (non è raro avere risparmi per 10-20mila euro sull'unghia).
Inoltre, penso che in questo caso la soglia di costo presa a paragone non sia quella dei 7 cent/kWh, ma il prezzo del kWh in bolletta, casomai facendo dei distinguo sulla percentuale di energia autoconsumata e la restante scambiata in rete (sulla quale si pagano le tasse).

Grazie.

Domenico Coiante ha detto...

La risposta è affermativa, ricordando però che oggi il costo di produzione del kWh è di circa 25 centesimi (con costo d'impianto a 3000 euro/kWp chiavi in mano che difficilmente un piccolo impianto riesce a spuntare e insolazione della Sicilia). Quando costerà meno di circa 18 centesimi, che è quanto un privato paga in bolletta, l'uso strettamente personale sarà conveniente anche senza incentivazioni. Naturalmente il contributo che l'uso privato potrà portare al bilancio elettrico nazionale non potrà che essere irrilevante e il PV verrebbe confinato in un ruolo di piccola nicchia lontano dal discorso di alternativa energetica, che stiamo tentando di fare.
Sul discorso dei risparmi personali siamo già intervenuti varie volte spiegando che un buon investimento guarda sempre al confronto con i possibili impieghi alternativi. Il tasso d'ammortamento del 5% generalmente assunto nei conti si riferisce al fatto che investimenti alternativi in obbligazioni a medio periodo fruttano intorno a questo interesse.

MaRaNtZ ha detto...

Quando si parla di "grid parity" occorre confrontare, in un punto temporale stabilito, il costo unitario di due grandezze, che vanno riferite entrambe a QUEL punto temporale (parity appunto).

Ora, pur riconoscendo corretta l'analisi svolta sulla curva di "apprendimento economico", per calcolare la grid parity occorre eseguire una ANALOGA analisi anche sull'altro termine, quello del costo medio dell'energia prodotta da fonti fossili.

Dubito fortemente che l'ipotesi di invarianza di quest'ultimo sia realistica, assai probabilmente saremo in preseza di un trend di costi in netta crescita, per il picco, e tutto quanto il background culturale di ASPO suggerisce.

Quindi, non è escluso che il breakeven possa situarsi su un costo dei pannelli non di 850€/kWp, ma ben superiore, magari persino 1500€/kWp.

Nel qual caso, il pareggio si avvicina notevolmente, oppure rimane all'orizzonte temporale di 10 anni ma con un monte di installato decisamente inferiore rispetto ai 300GWp stimati, quindi ben in linea con le previsioni.

Vorrei quindi una analisi maggiormante "realistica", e non pessimistica da un lato (invarianza del costo medio) e stra-ottimistica dall'altro (trend di efficientamento FV lineare).

Non mi stupirei se ritornasse il famigerato 2016 come anno indicativo della "grid parity", cioè appena un quinquennio da oggi.

Paolo Marani
MIZ Cesena