Prima valutazione su larga scala del Rendimento e Costi del Fotovoltaico Galleggiante in base a condizioni economiche variabili
Quanto incidono variabili come il prezzo dell’elettricità, le tasse o le spese in conto capitale sul rendimento e i costi del fotovoltaico galleggiante nei diversi paesi europei? A rispondere a questa domanda è oggi un nuovo studio elaborato dai ricercatori Leonardo Micheli dell’Università Sapienza di Roma, Fredy A. Sepúlveda-Vélez e Diego L. Talavera dell’University spagnola di Jaén. La ricerca, pubblicata sulla rivista scientifica Helyon, valuta per la prima volta su grande scala gli effetti delle variazioni delle condizioni economiche sulla fattibilità del fotovoltaico galleggiante.
Il lavoro ha infatti interessato 25 Paesi del Vecchio Continente, Italia compresa, stabilendo per ognuno uno scenario di riferimento realistico. E analizzando i cambiamenti (in risposta ad una serie di variabili) di specifici criteri di valutazione economica:
- Il valore attuale netto o VAN (NPV – Net Present Value per usare la terminologia inglese), che rappresenta il valore attuale dei flussi di cassa operativi che lo stesso progetto genera, al netto degli investimenti e attualizzati al costo del capitale.
- Il tasso interno di rendimento o IRR, che esprime il rendimento effettivo dell’investimento. È definito come il tasso di attualizzazione per cui il VAN di un progetto risulta pari a zero.
- Il costo livellato dell’elettricità o LCOE, ossia il il costo totale medio di esercizio di un impianto diviso per la quantità di elettricità che si prevede genererà nel corso della sua vita.
Lo studio, spiegano gli stessi autori, esamina “su una scala senza precedenti”, le correlazioni tra fattibilità degli impianti solari galleggianti (FPV) e le diverse variabili economiche, valutando “la robustezza di queste correlazioni in una varietà di climi e condizioni”. E “affrontando una lacuna nelle precedenti analisi di sensibilità, che si concentravano su singoli siti FPV e un numero limitato di parametri. I risultati di questa analisi possono informare istituzioni e potenziali proprietari/investitori sulla redditività economica e sulla competitività dei costi del fotovoltaico galleggiante considerando possibili variazioni nei principali fattori tecnico-economici”.
Nel dettaglio lo studio ha preso in considerazione una serie parametri tecnico-economici di riferimento come, ad esempio, il prezzo medio giornaliero dell’elettricità per il periodo 2010-2021 o l’inflazione media nel stesso periodo o il CAPEX (spesa in conto capitale) per i sistemi fotovoltaici galleggianti nel 2022. Entrando nel dettaglio dei valori nazionali. A partire da questi gli scienziati hanno elaborando il caso base per ogni Paese. Quindi hanno variato questi parametri per valutare l’influenza sui costi e rendimento del fotovoltaico galleggiante.
I risultati
In base alla valutazione nelle condizioni di riferimento, l’IRR è positivo, in media, nella maggior parte dei paesi. Variazioni di ± 50% delle condizioni economiche non influenzerebbero i risultati in Turchia e Ucraina. Al contrario, si osserva una risposta più sensibile in un certo numero di paesi, tra cui l’Italia dove l’IRR rimane positivo solo entro una fluttuazione del parametro più ristretta di ± 10%. Ma osservando tutti e 25 le nazioni emergere come prezzi elettrici e CAPEX abbiano un’influenza maggiore rispetto ad altri parametri.
Il VAN, invece, appare di base “mediamente positivo” solo in Turchia, Italia e Spagna. Per tutti i restanti paesi, tuttavia, le modifiche di un singolo parametro potrebbero bastare per portare a risultati positivi nel valore. “Questo è il caso, ad esempio, di Portogallo, Romania e Svizzera se il CAPEX viene ridotto del 30% o se i prezzi dell’elettricità aumentano del 30%”. In linea generale le variazioni del CAPEX e dei prezzi dell’elettricità hanno un’influenza maggiori di altri fattori sul VAN in tutti i Paesi.
Per quanto concerne l’LCOE del fotovoltaico galleggiante, i ricercatori spiegano che sono in Italia e in Spagna, nelle condizioni di riferimento, il costo livellato dell’elettricità di questi impianti è inferiore al prezzo dell’elettricità nel mercato energetico nazionale. E per il Belpaese questo criterio rimane vero “anche se una qualsiasi delle condizioni economiche varia di ± 50%”. Il documento sottolinea anche come, in generale in tutte le nazioni analizzate, CAPEX e WACC abbiano l’impatto più incisivo sul LCOE.
Si legge nell’articolo “Impact of variable economic conditions on the cost of energy and the economic viability of floating photovoltaics“:
“I risultati indicano che parametri quali spesa in conto capitale (CAPEX), prezzo medio dell’elettricità e tasso di sconto hanno un impatto significativo su VAN, IRR e LCOE. Per questo motivo, si raccomandano meccanismi di supporto quali sovvenzioni, sussidi diretti in conto capitale, prestiti a basso interesse e/o tariffe feed-in per ridurre i costi e/o aumentare la redditività del fotovoltaico galleggiante. Infatti, una variazione dell’1% nel CAPEX potrebbe portare a un aumento medio del VAN di quasi 10 €/kW”.