LCOE: i limiti di una metrica che andrebbe superata

Il Levelized Cost of Energy esprime il costo complessivo di produzione del MWh ed è lo strumento più utilizzato per confrontare le diverse tecnologie di generazione elettrica. Ma è anche il più adeguato a tale scopo? Secondo Hannelore Rocchio e Nicola Bacigalupi questa metrica offre indicazioni parziali e fuorvianti e su ENERGIA 3.21 ne propongono il superamento in favore di un criterio fondato sul concetto di «valore» per il sistema energetico, in grado di quantificare anche le esternalità associate a ciascuna risorsa considerata, nonché la complementarità e le interrelazioni tra le diverse tecnologie.

Secondo la definizione che ne dà l’Enea, il costo livellato dell’energia (Levelized cost of energy, LCOE) “rappresenta il ricavo medio per unità di elettricità generata necessario a recuperare i costi di costruzione e gestione di un impianto di generazione durante un presunto ciclo di vita finanziaria e di funzionamento” ed è “spesso citato come una misura sintetica della competitività complessiva delle diverse tecnologie di generazione”.

Hannelore Rocchio e Nicola Bacigalupi, che trattano il tema nel loro articolo La «seconda fase» del processo di decarbonizzazione del settore power pubblicato su ENERGIA 3.21, lo definiscono come il “costo complessivo di produzione del MWh”. Secondo tale metrica, “il MWh prodotto da fonti rinnovabili è molto più economico di quello prodotto da una centrale tradizionale”.

Secondo l’LCOE il MWh prodotto da fonti rinnovabili è molto più economico di quello prodotto da una centrale tradizionale, ma l’indicazione è parziale e fuorviante

Rocchio e Bacigalupi ritengono si tratti, però, di un’informazione parziale nel confrontare le diverse opzioni tecnologiche, in quanto fornisce “solamente un’indicazione del costo della produzione elettrica quando questa è disponibile”, senza considerare “il valore della stessa quando risulta effettivamente necessaria”.  Ma “L’energia elettrica, invece, non è un prodotto omogeneo, non ha lo stesso valore (prezzo) nel tempo e nello spazio”.

Inoltre, l’LCOE quando confronta “rinnovabili intermittenti e tecnologie decarbonizzate dispacciabili” – le cosiddette firm low-carbon resources come geotermico, nucleare e il cosiddetto «blue power» (impianti termoelettrici abbinati al CCS), “sottostima queste ultime”. Sottostima che avviene:

1. “Sia rispetto al loro valore economico effettivo, in quanto le risorse dispacciabili, contrariamente alle RES, sono in grado di «catturare» sui mercati il maggior valore dell’energia – in termini di prezzi più alti – nelle ore caratterizzate da scarsità”.
2. “Sia perché non valorizza l’ap­porto fornito dalle risorse dispac­ciabili all’adeguatezza e alla sicu­rezza del sistema (³)”.

LCOE non considera il contributo delle firm low-carbon resources in termini di adeguatezza delle forniture e di sicurezza del sistema

In riferimento all’aspetto della sicurezza e affidabilità, “occorre considerare che la produzione rinnovabile, dipendendo dalla disponibilità della fonte (sole/vento), è fortemente volatile sia nel brevissimo termine (dai minuti ai giorni) che su base stagionale e pluriennale e non è detto che risulti disponibile quando serve”. 

“Per evitare il rischio di indisponibilità, in un sistema privo di risorse dispacciabili, al fine di garantire che la produzione eguagli la domanda anche in uno scenario di meteo avverso, diviene pertanto necessario sovradimensionare la capacità installata da RES rispetto alla punta del fabbisogno.

Tuttavia, per ogni MW aggiuntivo di capacità rinnovabile installata, la produzione addizionale che ne deriva tenderà a concentrarsi nelle ore già caratterizzate da overgeneration da RES, mentre l’incremento di produzione sarà limitato nelle ore in cui è maggiormente necessario”.

In assenza di batterie adeguate, per garantire il fabbisogno con la sola produzione rinnovabile è necessario sovradimensionarne enormemente la capacità installata rispetto alla punta della domanda

Questo anche perché siamo ancora lontani da un sistema ideale in cui le batterie “siano in grado di assorbire in ogni ora tutto il surplus di generazione ed erogarlo quando necessario”.  Al contrario, le attuali tecnologie di accumulo “non sono in grado di gestire in maniera efficiente variazioni della produzione rinnovabile nell’arco di orizzonti temporali di medio/lungo termine e su base stagionale”.

Da qui, la necessità di “un enorme sovradimensionamento della capacità installata rispetto al fabbisogno” con il rischio di levitazione dei costi, di tagli alla produzione rinnovabile in eccesso e di aumento delle difficoltà al raggiungimento dei target ambientali “ciò anche per il progressivo esaurirsi delle aree idonee”.

L’analisi di Rocchio e Bacigalupi sui limiti dell’LCOE porta a due conclusioni importanti. La prima è che “per valutare correttamente il contributo delle firm low-carbon resources in un sistema elettrico decarbonizzato è necessario abbandonare un approccio basato sulla sola competitività di costo (…) in favore di un criterio fondato sul concetto di «valore» per il sistema, in grado di quantificare anche le esternalità associate a ciascuna risorsa considerata, nonché la complementarità e le interrelazioni tra le diverse tecnologie”.  

La seconda è che sebbene in termini di LCOE le risorse decarbonizzate presentino un costo per MWh più alto rispetto a quello di solare ed eolico, la loro inclusione nel mix elettrico consente “risparmi a livello di sistema, anche in ragione della minore quantità di capacità (sia di generazione che di stoccaggio) che dovrà essere installata nel sistema stesso”.

L’articolo pubblicato su ENERGIA 3.21 prosegue approfondendo la ricerca di un mix di generazione «ottimo»: il contributo delle firm low-carbon resources (par. 2).

Il post è tratto dall’articolo di Hannelore Rocchio e Nicola Bacigalupi, La «seconda fase» del processo di decarbonizzazione del settore power (pag.42-48), pubblicato su ENERGIA 3.21

Hannelore Rocchio, Vicepresidente esecutivo del Regulatory Affairs and Strategy Support di Eni,

Nicola Bacigalupi, Responsabile del Market Design Power all’interno dell’unità Energy Evolution Regulatory Activities, Market Analysis & Design di Eni

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Foto: Unsplash