Lazard ha pubblicato l'ultima edizione del suo rapporto "Levelized Cost of Energy+ (LCOE+)". Nonostante le difficoltà e le sfide macroeconomiche, le energie rinnovabili rimangono la forma di produzione elettrica di nuova costruzione più competitiva in termini di costi su base non sovvenzionata.
I costi delle rinnovabili aggiornati al 2025
“Nell’attuale panorama energetico in rapida evoluzione, basare il processo decisionale sui dati non è mai stato così fondamentale, e l’LCOE+ rappresenta una risorsa inestimabile per gli stakeholder del settore, i responsabili politici e gli investitori”. Con queste parole George Bilicic, vicepresidente dell’Investment Banking e responsabile globale di Power, Energy & Infrastructure di Lazard, ha presentato il Levelized Cost of Energy+ 2025, l’ultima analisi aggiornata dei costi delle rinnovabili, delle fossili e degli accumuli, o più precisamente dell’energia elettrica prodotta o stoccata.
Costi che, come si evince dal report, premiano ancora una volta i nuovi impianti eolici e fotovoltaici a terra.
I principali dati del Levelized Cost of Energy+ 2025
Nonostante le sfide macroeconomiche e le difficoltà dell’ultimo periodo, lo sfruttamento di sole e vento su scala utility costituisce la forma di nuova produzione energetica più conveniente in assenza di incentivi e sussidi, oltre che quella di più rapida implementazione.
Per il fotovoltaico su grande scala il costo livellato dell’energia elettrica (LCOE) si muove tra 38 e 78 dollari il MWh, mentre l’eolico onshore mostra un LCOE medio compreso tra 37 e 86 dollari a MWh. Se nell’equazione aggiungiamo un sistema di accumulo, l’LCOE sale a 50-131 dollari/MWh nel caso del fotovoltaico e a 44-123 dollari/MWh per l’eolico.
Ben inteso: i costi delle rinnovabili si sono leggermente alzati rispetto al 2024. In compenso, anche quelli dell’energia fossile non se la passano troppo bene. Come evidenzia Lazard, il costo di costruzione di una nuova turbina a gas a ciclo combinato ha raggiunto il massimo decennale.
“Si prevede che la carenza di turbine [a gas], l’aumento dei costi e i lunghi tempi di consegna continueranno a determinare forti aumenti dei costi operativi (LCOE) per le tecnologie a gas nel breve termine; tuttavia, i miglioramenti della produttività e la normalizzazione della catena di approvvigionamento potrebbero compensare tali aumenti nel lungo termine”.
LCOS 2025 dell’accumulo, costi livellati in calo
Parallelamente, il rapporto mostra un forte calo degli LCOS dei sistemi di accumulo di energia a batteria nei progetti di storage ibridi e standalone, sia su scala utility che C&I (Commercial & Industrial). Le cause? Principalmente dinamiche di mercato (ad esempio, una domanda di veicoli elettrici inferiore alle aspettative e il conseguente eccesso di offerta di celle) e progressi tecnologici (prestazioni più elevate in termini di capacità).
Ma vediamo nel dettaglio i costi livellati dell’energia accumulata:
Accumulo “In-Front-of-the-Meter” (Utility Scale Standalone – 100 MW)
- 100 MW, 2-ore: LCOS tra 129 – 277 $/MWh
- 100 MW, 4-ore: LCOS tra 115 – 254 $/MWh
Accumulo “Behind-the-Meter”
- C&I Standalone (1 MW, 2-ore): LCOS tra 319 – 506 $/MWh
- Residenziale Standalone (0.006 MW, 4-ore): LCOS tra 547 – 860 $/MWh
Costo di stabilizzazione dell’intermittenza
Il rapporto analizza anche come il valore della stabilizzazione aumenti all’aumentare della penetrazione delle rinnovabili negli Stati Uniti. Il costo della stabilizzazione aiuta gli operatori di rete a valutare le risorse in base al mix di generazione esistente e alle caratteristiche del carico di una regione, garantendo il giusto equilibrio tra affidabilità e convenienza. “I risultati dell’analisi mostrano che, all’aumentare della penetrazione della generazione intermittente a basso costo, il valore della capacità stabile aumenta”.
