Mercato solare fotovoltaico statunitense: i prezzi salgono, i prezzi scendono

Il National Renewable Energy Laboratory (NREL) ha pubblicato la ripartizione dei costi annuali dei sistemi solari fotovoltaici (PV) installati e di accumulo di batterie. Benchmark dei costi del sistema solare fotovoltaico e dello stoccaggio dell’energia negli Stati Uniti, con analisi dei prezzi minimi sostenibili: primo trimestre 2023 dettaglia i costi di installazione per i sistemi fotovoltaici e di accumulo a partire dal primo trimestre (Q1) del 2023.

Ogni anno, gli analisti NREL pubblicano parametri di riferimento che tengono traccia delle tendenze dei costi solari per sostenere l’obiettivo del Dipartimento statunitense dell’energia per le tecnologie dell’energia solare di accelerare il progresso e l’implementazione della tecnologia solare. Questi parametri di riferimento sono stime dei costi dal basso verso l’alto di tutti gli aspetti delle installazioni di sistemi fotovoltaici e di accumulo dell’energia.

I prezzi di riferimento sono diminuiti per i sistemi residenziali, aumentati per i sistemi su scala industriale

Molte delle tendenze che hanno caratterizzato i parametri di riferimento del 2022, tra cui prezzi dei componenti elevati e volatili e la concorrenza per forniture limitate, sembravano attenuarsi nel 2023.

Il benchmark dei costi aggiustato per l’inflazione è aumentato nel 2023 per i sistemi fotovoltaici su scala industriale, ma è diminuito per i sistemi fotovoltaici residenziali a causa delle recenti tendenze dei costi di aggiornamento della rete, degli incentivi fiscali sulla produzione dell’Inflation Reduction Act e di altri fattori di costo.

Rispetto al rapporto dello scorso anno, quest’anno i prezzi di mercato modellizzati per gli impianti fotovoltaici residenziali installati sono stati inferiori del 15%. Sebbene il saldo dei costi del sistema fosse più elevato, tali maggiori costi sono stati più che compensati dalla riduzione dei costi per moduli, inverter, logistica e acquisizione del cliente, con conseguente riduzione dei costi complessivi per il sistema residenziale rappresentativo.

Tuttavia, i prezzi di mercato modellizzati per i sistemi su scala industriale sono stati più alti dell’8% nel primo trimestre del 2023 rispetto al primo trimestre del 2022. I costi più elevati di inverter, manodopera ed equilibrio elettrico del sistema (EBOS) hanno più che compensato la riduzione dei costi di modulo, equilibrio strutturale del sistema (SBOS), e altri costi soft nel rapporto 2023.

“I costi degli aggiornamenti di rete necessari per soddisfare i requisiti di interconnessione sono aumentati rapidamente con l’aumento del numero di progetti in coda di interconnessione”, ha affermato l’autore principale del rapporto, Vignesh Ramasamy. “Includere i costi di aggiornamento della rete è uno dei modi in cui abbiamo migliorato il nostro modello quest’anno e tali costi rappresentano gran parte dell’aumento dei costi EBOS rispetto allo scorso anno.”

Gli incentivi fiscali sulla produzione della legge sulla riduzione dell’inflazione stanno probabilmente incidendo sui costi dei sistemi fotovoltaici e di accumulo

I parametri di riferimento del primo trimestre del 2023 di quest’anno riflettono l’impatto degli incentivi fiscali dell’Inflation Reduction Act (IRA) ai produttori per la produzione e la vendita a livello nazionale di componenti di energia pulita.

Numerosi produttori statunitensi stanno probabilmente approfittando del credito d’imposta sulla produzione manifatturiera avanzata della Sezione 45X dell’IRA, quindi gli analisti NREL hanno tenuto conto di questo credito nel modellare i prezzi dei componenti prodotti a livello nazionale.

Il costo di qualsiasi sistema fotovoltaico – residenziale, commerciale o su scala industriale – che utilizza componenti prodotti a livello nazionale sarà probabilmente influenzato dal credito d’imposta sulla produzione. Ad un estremo, un produttore statunitense che riceve il credito potrebbe trasferire l’intero valore all’acquirente sotto forma di prezzo inferiore del componente. Dall’altro, il produttore potrebbe lasciare invariato il prezzo e trattenere l’intero credito come parte del proprio margine. Gli analisti NREL hanno suddiviso la differenza nel modellare gli effetti del credito d’imposta sui componenti prodotti a livello nazionale, presupponendo che metà di ciascun credito fosse trasferito agli installatori e l’altra metà fosse trattenuta dai produttori.

Per ulteriori dettagli e contesto su come i crediti d’imposta sulla produzione potrebbero incidere sui costi, gli autori raccomandano di consultare le cifre sui costi e la metodologia nel rapporto.

I costi solari comunitari vengono confrontati per la prima volta

Il solare comunitario è un modello per la distribuzione dell’energia solare che consente ai clienti di condividere i vantaggi di un grande sistema fotovoltaico o di stoccaggio fotovoltaico fuori sito, spesso ricevendo un credito mensile sulla bolletta per la loro quota di produzione di elettricità.

I costi per l’installazione del solare comunitario assomigliano ai costi di installazione di un sistema fotovoltaico commerciale per un singolo cliente, con due distinzioni. I sistemi solari comunitari comportano maggiori costi iniziali per acquisire numerosi abbonati residenziali e commerciali e comportano costi correnti di gestione degli abbonati, inclusa la gestione delle fatture, nonché il marketing e l’acquisizione di clienti per gestire il fatturato dei clienti.

“Il solare comunitario è un modo sempre più popolare per ampliare l’accesso all’energia solare negli Stati Uniti”, ha affermato il coautore del rapporto Jarett Zuboy. “Quest’anno abbiamo modellato le spese di acquisizione e gestione degli abbonati per contribuire a contestualizzare i costi del solare comunitario con i benefici azionari che offre”.

Il nuovo approccio di modellazione aumenta la trasparenza espandendo al tempo stesso i dettagli a livello di componente

Per il rapporto sui benchmark di quest’anno, il Solar Energy Technologies Office ha sviluppato un nuovo modello bottom-up dei costi del fotovoltaico e dello stoccaggio con gli analisti NREL per rendere i benchmark più semplici e trasparenti, espandendo al contempo il modello per affrontare componenti non precedentemente sottoposti a benchmark.

Il nuovo approccio si basa sui modelli di costo e sui metodi utilizzati da NREL negli ultimi dieci anni per il benchmarking del fotovoltaico. Tuttavia, si basa maggiormente sugli input diretti degli esperti del settore e rende i risultati aggregati e anonimi provenienti da tali fonti disponibili al pubblico a livello di sottocomponente. Tale trasparenza sui costi dettagliati può essere utilizzata per identificare i fattori che determinano i prezzi di installazione e le opportunità di riduzione dei prezzi del sistema.

I dati e il modello del primo trimestre del 2023 sono disponibili nel catalogo dei dati di NREL.

“Abbiamo sviluppato i nostri modelli per anni per migliorare i nostri parametri di riferimento dei costi, ma i modelli stessi erano per lo più inaccessibili dal punto di vista del pubblico”, ha detto Ramasamy. “Il nuovo modello che abbiamo sviluppato con il Solar Energy Technologies Office offre al pubblico un maggiore accesso agli input e alle ipotesi che influenzano i risultati del benchmark”.

Scarica il rapporto Benchmark dei costi del sistema solare fotovoltaico e dello stoccaggio dell’energia negli Stati Uniti, con analisi dei prezzi minimi sostenibili: primo trimestre 2023.

Contatta gli autori del rapporto Vignesh Ramasamy o Jarett Zuboy per ulteriori domande.

Scopri di più sull’analisi dei costi dei sistemi solari installati di NREL.

Di Sara Fall e Harrison Dreves, per gentile concessione di NREL.