Los diferentes métodos de generación de electricidad pueden incurrir en costos significativamente diferentes, y estos costos pueden ocurrir en momentos significativamente diferentes en relación con cuando se usa la energía. Los costos incluyen el capital inicial y los costos de operación continua , combustible y mantenimiento , así como los costos de desmantelamiento y reparación de cualquier daño ambiental. Los cálculos de estos costos se pueden realizar en el punto de conexión a una carga oa la red eléctrica, de manera que puedan o no incluir los costos de transmisión.
Para comparar diferentes métodos, es útil comparar los costos por unidad de energía que normalmente se dan por kilovatio-hora o megavatio-hora . Este tipo de cálculo ayuda a los responsables de la formulación de políticas, los investigadores y otros a orientar los debates y la toma de decisiones, pero suele complicarse por la necesidad de tener en cuenta las diferencias en el calendario mediante una tasa de descuento . El consenso de los principales estudios mundiales recientes sobre los costos de generación es que la energía eólica y solar son las fuentes de electricidad de menor costo disponibles en la actualidad.
Métricas de costo por unidad
Costo nivelado de la electricidad
El costo nivelado de la energía (LCOE) es una medida de una fuente de energía que permite comparar diferentes métodos de generación de electricidad de manera consistente. El LCOE también se puede considerar como el precio mínimo constante al que se debe vender la electricidad para cubrir los gastos durante la vida útil del proyecto. Esto se puede calcular aproximadamente como el valor actual neto de todos los costos durante la vida útil del activo dividido por un total adecuadamente descontado de la producción de energía del activo durante esa vida útil. [1]
Normalmente, el LCOE se calcula a lo largo de la vida útil de diseño de una planta, que suele ser de 20 a 40 años. [2] Sin embargo, se debe tener cuidado al comparar diferentes estudios de LCOE y las fuentes de información, ya que el LCOE para una fuente de energía dada depende en gran medida de los supuestos, condiciones de financiamiento y despliegue tecnológico analizados. [3] En particular, la suposición del factor de capacidad tiene un impacto significativo en el cálculo del LCOE. Por lo tanto, un requisito clave para el análisis es una declaración clara de la aplicabilidad del análisis basada en supuestos justificados. [3]
Costo evitado
En 2014, la Administración de Información sobre Energía de EE. UU . Recomendó [4] que los costos nivelados de fuentes no despachables como la eólica o la solar se compararan con el "costo nivelado evitado de la energía" (LACE) en lugar del LCOE de fuentes despachables como las fósiles. combustibles o geotermia. LACE son los costos evitados de otras fuentes divididos por la producción anual anual de la fuente no despachable. La EIA planteó la hipótesis de que las fuentes de energía fluctuantes podrían no evitar los costos de capital y mantenimiento de las fuentes de respaldo asignables. Sin embargo, en febrero de 2021, la EIA descubrió que LACE y LCoE son esencialmente idénticos para el ciclo combinado de energía solar fotovoltaica, eólica terrestre y gas natural. [5]
Factores de costo
Al calcular los costos, se deben considerar varios factores de costos internos. [6] Nótese el uso de "costos", que no es el precio de venta real, ya que esto puede verse afectado por una variedad de factores, como subvenciones e impuestos:
- Los costos de capital (incluidos los costos de eliminación de desechos y desmantelamiento de la energía nuclear) tienden a ser bajos para las centrales eléctricas de gas y petróleo ; moderado para turbinas eólicas terrestres y energía solar fotovoltaica (fotovoltaica); más alto para las plantas de carbón y más alto aún para los residuos en energía , mareomotriz y undimotriz , solar térmica , eólica marina y nuclear .
- Costos de combustible: altos para las fuentes de biomasa y combustibles fósiles, bajos para la energía nuclear y cero para muchas energías renovables. Los costos de combustible pueden variar de manera algo impredecible a lo largo de la vida útil del equipo generador, debido a factores políticos y de otro tipo.
- Factores como los costos de los desechos (y problemas asociados) y los diferentes costos de seguros no se incluyen en lo siguiente: Energía de la obra, uso propio o carga parásita , es decir, la porción de energía generada que realmente se usa para hacer funcionar las bombas y los ventiladores de la estación ser permitido.
Para evaluar el costo total de producción de electricidad, las corrientes de costos se convierten a un valor presente neto utilizando el valor del dinero en el tiempo . Todos estos costos se combinan utilizando el flujo de caja descontado . [7] [8]
Costos de capital
Para la capacidad de generación de energía, los costos de capital a menudo se expresan como costo nocturno por vatio. Los costos estimados son:
- Central eléctrica de ciclo combinado de gas / petróleo - $ 1000 / kW (2019) [9]
- turbina de combustión - $ 710 / kW (2020) [9]
- energía eólica terrestre - $ 1600 / kW (2019) [9]
- energía eólica marina - $ 6500 / kW (2019) [9]
- solar fotovoltaica (fija) - $ 1060 / kW (servicio público), [10] $ 1800 / kW (2019) [9]
- fotovoltaica solar (seguimiento) - $ 1130 / kW (servicio público) [10] $ 2000 / kW (2019) [9]
- energía de almacenamiento de la batería - $ 1380 / kW (2020) [9]
- energía hidroeléctrica convencional - $ 2752 / kW (2020) [9]
- geotérmica - $ 2800 / kW (2019) [9]
- carbón (con controles de SO2 y NOx) - $ 3500-3800 / kW [11]
- nuclear avanzada - $ 6000 / kW (2019) [9]
- celdas de combustible - $ 7200 / kW (2019) [9]
Correr cuesta
Los costos de funcionamiento incluyen el costo de cualquier combustible, costos de mantenimiento, costos de reparación, salarios, manejo de desperdicios, etc.
Los costos de combustible pueden expresarse por kWh y tienden a ser más altos para la generación a petróleo, siendo el carbón el segundo lugar y el gas más barato. El combustible nuclear es mucho más barato por kWh.
Costos de igualación de mercado
Muchos académicos, como Paul Joskow , han descrito límites a la métrica del "costo nivelado de la electricidad" para comparar nuevas fuentes de generación. En particular, LCOE ignora los efectos de tiempo asociados con hacer coincidir la producción con la demanda. Esto sucede en dos niveles:
- Capacidad de despacho, la capacidad de un sistema de generación para conectarse, desconectarse o aumentar o disminuir rápidamente a medida que la demanda cambia.
- La medida en que el perfil de disponibilidad coincide o entra en conflicto con el perfil de demanda del mercado.
Las tecnologías térmicamente letárgicas como el carbón y la energía nuclear de combustible sólido son físicamente incapaces de acelerar rápidamente. Sin embargo, muchos diseños de reactores nucleares de combustible fundido de generación 4 serán capaces de aumentar rápidamente porque (A) el veneno de neutrones xenón-135 se puede eliminar del reactor mientras funciona sin necesidad de compensar las concentraciones de xenón-135 [12] y (B) los grandes coeficientes negativos térmicos y vacíos de reactividad reducen o aumentan automáticamente la producción de fisión a medida que el combustible fundido se calienta o enfría, respectivamente. [13] No obstante, las tecnologías intensivas en capital, como la eólica, la solar y la nuclear, están en desventaja económica a menos que generen con la máxima disponibilidad, ya que el LCOE es casi toda la inversión de capital de costo hundido. Las redes con grandes cantidades de fuentes de energía intermitentes , como la eólica y la solar, pueden incurrir en costos adicionales asociados con la necesidad de disponer de almacenamiento o generación de respaldo. [14] Al mismo tiempo, las fuentes intermitentes pueden ser incluso más competitivas si están disponibles para producir cuando la demanda y los precios son más altos, como la energía solar durante los picos de verano al mediodía observados en países cálidos donde el aire acondicionado es un consumidor importante. [3] A pesar de estas limitaciones de tiempo, la nivelación de costos es a menudo un requisito previo necesario para hacer comparaciones en pie de igualdad antes de considerar los perfiles de demanda, y la métrica de costo nivelado se usa ampliamente para comparar tecnologías en el margen, donde las implicaciones de red de la nueva generación puede descuidarse.
Otra limitación de la métrica LCOE es la influencia de la eficiencia y conservación de energía (EEC). [15] La CEE ha provocado la demanda de electricidad de muchos países [ ¿cuál? ] permanecer plano o disminuir. Si se considera solo el LCOE para las plantas a escala de servicios públicos, se tenderá a maximizar la generación y se corre el riesgo de sobreestimar la generación requerida debido a la eficiencia, por lo que se reducirá su LCOE. Para los sistemas solares instalados en el punto de uso final, es más económico invertir primero en EEC y luego en solar. Esto da como resultado un sistema solar requerido más pequeño de lo que se necesitaría sin las medidas de la CEE. Sin embargo, diseñar un sistema solar sobre la base de LCOE haría que el LCOE del sistema más pequeño aumentara, ya que la generación de energía cae más rápido que el costo del sistema. Se debe considerar el costo total del ciclo de vida del sistema, no solo el LCOE de la fuente de energía. [15] El LCOE no es tan relevante para los usuarios finales como otras consideraciones financieras como los ingresos, el flujo de caja, la hipoteca, los arrendamientos, el alquiler y las facturas de electricidad. [15] La comparación de las inversiones solares en relación con estas puede facilitar a los usuarios finales la toma de decisiones o el uso de cálculos de costo-beneficio "y / o el valor de la capacidad de un activo o la contribución al pico en un sistema o circuito". [15]
Costos externos de las fuentes de energía
Por lo general, el precio de la electricidad de diversas fuentes de energía puede no incluir todos los costos externos , es decir, los costos soportados indirectamente por la sociedad en su conjunto como consecuencia del uso de esa fuente de energía. [16] Estos pueden incluir costos de habilitación, impactos ambientales, vida útil, almacenamiento de energía, costos de reciclaje o efectos de accidentes más allá del seguro.
La Administración de Información de Energía de EE. UU. Predice que el carbón y el gas se utilizarán continuamente para suministrar la mayor parte de la electricidad del mundo. [17] Se espera que esto resulte en la evacuación de millones de hogares en áreas bajas y un costo anual de cientos de miles de millones de dólares en daños a la propiedad. [18] [19] [20] [21] [22] [23] [24]
Un estudio de investigación financiado por la UE conocido como ExternE, o Externalidades de la energía, realizado durante el período de 1995 a 2005 encontró que el costo de producción de electricidad a partir del carbón o el petróleo se duplicaría sobre su valor actual, y el costo de producción de electricidad a partir del gas aumentaría. en un 30% si se tienen en cuenta los costos externos, como daños al medio ambiente y a la salud humana, por el material particulado , óxidos de nitrógeno , cromo VI , alcalinidad del agua de río , intoxicación por mercurio y emisiones de arsénico producidas por estas fuentes. En el estudio se estimó que estos costos externos de los combustibles fósiles aguas abajo representan entre el 1% y el 2% del Producto Interno Bruto (PIB) total de la UE , y esto fue incluso antes de que se incluyera el costo externo del calentamiento global de estas fuentes. . [25] [26] El carbón tiene el coste externo más alto de la UE, y el calentamiento global es la mayor parte de ese coste. [dieciséis]
Un medio para abordar una parte de los costos externos de la generación de combustibles fósiles es la fijación de precios del carbono , el método más favorecido por los economistas [ aclaración necesaria ] para reducir las emisiones que provocan el calentamiento global. El precio del carbono cobra a quienes emiten dióxido de carbono por sus emisiones. Ese cargo, llamado "precio del carbono", es la cantidad que se debe pagar por el derecho a emitir una tonelada de dióxido de carbono a la atmósfera. [27] La fijación de precios del carbono suele adoptar la forma de un impuesto sobre el carbono o un requisito de compra de permisos para emitir (también denominados "derechos de emisión").
Dependiendo de los supuestos de posibles accidentes y sus probabilidades, los costos externos de la energía nucleoeléctrica varían significativamente y pueden alcanzar entre 0,2 y 200 ct / kWh. [28] Además, la energía nucleoeléctrica funciona con un marco de seguros que limita o estructura las responsabilidades por accidentes de conformidad con el Convenio de París sobre responsabilidad civil nuclear , el Convenio complementario de Bruselas y el Convenio de Viena sobre responsabilidad civil por daños nucleares [29] y en los Estados Unidos la Ley Price-Anderson . A menudo se argumenta que este posible déficit de responsabilidad representa un costo externo no incluido en el costo de la electricidad nuclear; pero el costo es pequeño, que asciende a alrededor del 0,1% del costo nivelado de la electricidad, según un estudio de la CBO. [30]
Estos costos más allá del seguro para los peores escenarios no son exclusivos de la energía nuclear, ya que las centrales hidroeléctricas tampoco están completamente aseguradas contra eventos catastróficos como la falla de una gran presa . Por ejemplo, el desastre de la presa Banqiao de 1975 se llevó las casas de 11 millones de personas y mató a entre 26.000 [31] y 230.000. [32] Dado que las aseguradoras privadas basan las primas del seguro de presas en escenarios limitados, el estado también proporciona seguros contra desastres importantes en este sector. [33]
Debido a que las externalidades son difusas en su efecto, los costos externos no pueden medirse directamente, sino que deben estimarse. Un enfoque para estimar los costos externos del impacto ambiental de la electricidad es el Convenio Metodológico de la Agencia Federal de Medio Ambiente de Alemania. Ese método llega a los costes externos de electricidad a partir de lignito a 10,75 céntimos de euro / kWh, de hulla 8,94 céntimos de euro / kWh, de gas natural 4,91 céntimos de euro / kWh, de 1,18 céntimos de euro / kWh de energía fotovoltaica, de 0,26 céntimos de euro / kWh de energía eólica y de 0,18 céntimos de euro / kWh. [34] Para la energía nuclear, la Agencia Federal del Medio Ambiente no indica ningún valor, ya que diferentes estudios tienen resultados que varían en un factor de 1,000. Recomienda la nuclear dada la enorme incertidumbre, con el costo de la siguiente fuente de energía inferior a evaluar. [35] Con base en esta recomendación la Agencia Federal del Medio Ambiente, y con su propio método, el Foro Ecológico-social de economía de mercado, llega a los costos ambientales externos de la energía nuclear en 10,7 a 34 ct / kWh. [36]
Factores de costo adicionales
Los cálculos a menudo no incluyen los costos del sistema más amplios asociados con cada tipo de planta, como las conexiones de transmisión de larga distancia a las redes o los costos de equilibrio y reserva. Los cálculos no incluyen externalidades como el daño a la salud por las plantas de carbón, ni el efecto de las emisiones de CO 2 sobre el cambio climático , la acidificación y eutrofización de los océanos , los cambios de las corrientes oceánicas . Los costos de desmantelamiento de las centrales eléctricas generalmente no están incluidos (las plantas de energía nuclear en los Estados Unidos son una excepción, porque el costo de desmantelamiento está incluido en el precio de la electricidad según la Ley de Política de Residuos Nucleares ), por lo tanto, no es una contabilidad de costos completa . Estos tipos de elementos se pueden agregar explícitamente según sea necesario según el propósito del cálculo. Tiene poca relación con el precio real del poder, pero ayuda a los encargados de formular políticas y a otros a orientar las discusiones y la toma de decisiones. [ cita requerida ]
Estos no son factores menores, pero afectan de manera muy significativa todas las decisiones de poder responsable:
- Las comparaciones de las emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida muestran que el carbón, por ejemplo, es radicalmente más alto en términos de GEI que cualquier otra alternativa. En consecuencia, en el análisis a continuación, el carbón capturado por carbono generalmente se trata como una fuente separada en lugar de promediarlo con otro carbón.
- Otras preocupaciones ambientales con la generación de electricidad incluyen la lluvia ácida , la acidificación de los océanos y el efecto de la extracción de carbón en las cuencas hidrográficas.
- Varios problemas de salud humana con la generación de electricidad, incluidos el asma y el smog , ahora dominan las decisiones en los países desarrollados que incurren en costos de atención médica públicamente. Un estudio de la Facultad de Medicina de la Universidad de Harvard estima que los costos para la salud en Estados Unidos del carbón solo entre 300 y 500 mil millones de dólares al año. [37]
- Si bien el costo por kWh de transmisión varía drásticamente con la distancia, los proyectos largos y complejos necesarios para despejar o incluso mejorar las rutas de transmisión hacen que incluso los nuevos suministros atractivos a menudo no sean competitivos con las medidas de conservación (ver más abajo), porque el momento de la recompensa debe tener en cuenta la actualización de la transmisión. .
Estudios globales
Fuente | Solar (utilidad) | Viento en tierra | CC de gas | Geotermia | Viento en alta mar | Carbón | Nuclear | Pico de gas | Almacenamiento (1: 4) |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
NEA [38] (con una tasa de descuento del 3% ) | 100 | 60 | 100 | 135 | 90 | 55 | |||
IPCC [39] (con una tasa de descuento del 5% ) | 110 | 59 | 71 | 60 | 120 | 61 | sesenta y cinco | ||
BNEF [40] | 39 | 41 | 79 | 132 | |||||
Lazard [41] | 36 | 40 | 59 | 80 | 86 | 112 | 164 | 175 | 189 |
IRENA [42] | 68 | 53 | 73 | 113 | |||||
Lazard (rangos) | 29-42 | 26-54 | 44-73 | 59-101 | 86 | 65-159 | 129-198 | 151-198 | 132-245 |
BNEF (2021)
En marzo de 2021, Bloomberg New Energy Finance descubrió que "las energías renovables son la opción de energía más barata para el 71% del PIB mundial y el 85% de la generación de energía mundial. Ahora es más barato construir un nuevo parque solar o eólico para satisfacer la creciente demanda de electricidad o reemplazar un generador que se retira, que construir una nueva planta de energía alimentada con combustibles fósiles ... En función del costo, la energía eólica y solar es la mejor opción económica en los mercados donde existen recursos de generación firmes y la demanda está creciendo ". Además, informaron que "el costo nivelado de la energía de los sistemas de almacenamiento de baterías de iones de litio es competitivo con muchos generadores de demanda máxima". BNEF no reveló la metodología detallada ni los supuestos de cálculo del LCOE, además de declarar que se "derivó de fuentes públicas seleccionadas". [40]
Lazard (2020)
En octubre de 2020, el banco de inversión Lazard comparó las fuentes de energía renovables y convencionales, incluida la comparación entre la generación existente y la nueva (ver tabla). El estudio de Lazard asume "60% de deuda a una tasa de interés del 8% y 40% del capital social al 12% de costo" para su cálculo de LCOE. [41]
IRENA (2020)
La Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) publicó un estudio de los costos de generación de energía renovable de 2019 basado en que "los nuevos proyectos solares y eólicos están socavando las más baratas de las plantas de carbón existentes". En el informe no se presentan datos sobre fuentes no renovables. El estudio de IRENA asume un coste de capital del 7,5% en los países de la OCDE y del 10% en China para los cálculos del LCOE. [42]
IPCC (2018)
El quinto informe de evaluación del IPCC contiene cálculos del LCOE [39] para una amplia gama de fuentes de energía en los cuatro escenarios siguientes:
- 10% WACC , horas de alta carga completa (FLH), sin impuesto al carbono
- 5% WACC , FLH alto, sin impuesto al carbono: escenario presentado en la tabla anterior
- 10% WACC , FLH bajo, sin impuesto al carbono
- 10% WACC , FLH alto, impuesto al carbono de $ 100 / tCO2eq
OCDE (2018)
El NEA de la OCDE [38] contiene cálculos del LCOE para tres tipos de descuento : 3%, 7% y 10%. El escenario del 3% se presenta arriba.
Estudios Regionales
Australia
BNEF [43] estimó los siguientes costos de generación de electricidad en Australia: [44]
Fuente | Solar | Viento en tierra | CC de gas | Viento más almacenamiento | Solar plus almacenamiento | Almacenamiento (4 horas) | Pico de gas |
---|---|---|---|---|---|---|---|
Media $ US / MWh | 47 | 58 | 81 | 87 | 118 | 156 | 228 |
Francia
La Agencia Internacional de la Energía y EDF han estimado para 2011 los siguientes costes. [ cita requerida ] Para la energía nuclear, incluyen los costos debidos a nuevas inversiones en seguridad para mejorar la planta nuclear francesa después del desastre nuclear de Fukushima Daiichi ; el coste de esas inversiones se estima en 4 € / MWh. Con respecto a la energía solar, la estimación de 293 € / MWh es para una gran planta capaz de producir en el rango de 50–100 GWh / año ubicada en una ubicación favorable (como en el sur de Europa). Para una pequeña planta doméstica que puede producir alrededor de 3 MWh / año, el costo es de entre 400 y 700 € / MWh, dependiendo de la ubicación. La energía solar fue, con mucho, la fuente de electricidad renovable más cara entre las tecnologías estudiadas, aunque el aumento de la eficiencia y la vida útil más larga de los paneles fotovoltaicos junto con la reducción de los costos de producción han hecho que esta fuente de energía sea más competitiva desde 2011. Para 2017, el costo de la energía solar fotovoltaica la potencia había disminuido a menos de 50 € / MWh.
Tecnología | Costo en 2011 | Costo en 2017 |
---|---|---|
Energía hidroeléctrica | 20 | |
Nuclear (con costos de seguro cubiertos por el estado) | 50 | 50 |
EPR nuclear | 100 [45] | |
Turbinas de gas natural sin captura de CO 2 | 61 | |
Eólica terrestre | 69 | 60 [45] |
Granjas solares | 293 | 43,24 [46] |
Alemania
En noviembre de 2013, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar ISE evaluó los costes de generación nivelados para las centrales eléctricas de nueva construcción en el sector eléctrico alemán . [48] Los sistemas fotovoltaicos alcanzaron un LCOE entre 0,078 y 0,142 euros / kWh en el tercer trimestre de 2013, según el tipo de planta de energía ( solar fotovoltaica montada en el suelo o pequeña en la azotea ) y la insolación alemana promedio de 1000 a 1200 kWh. / m 2 por año (GHI). No hay cifras de LCOE disponibles para la electricidad generada por centrales nucleares alemanas recientemente construidas , ya que no se ha construido ninguna desde finales de la década de 1980. En marzo de 2018 se publicó una actualización del estudio ISE [47].
ISE (2013) | ISE (2018) | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|
Tecnología | Bajo costo | Alto costo | Bajo costo | Alto costo | |||
Plantas eléctricas de carbón | carbón marron | 38 | 53 | 46 | 80 | ||
carbón duro | 63 | 80 | 63 | 99 | |||
Centrales eléctricas CCGT | 75 | 98 | 78 | 100 | |||
Energía eólica | Parques eólicos terrestres | 45 | 107 | 40 | 82 | ||
Parques eólicos marinos | 119 | 194 | 75 | 138 | |||
Solar | Sistemas fotovoltaicos | 78 | 142 | 37 | 115 | ||
Planta de energía de biogás | 135 | 250 | 101 | 147 | |||
Fuente: Fraunhofer ISE (2013) - Coste nivelado de las tecnologías de energía renovable de la electricidad [48] Fuente: Fraunhofer ISE (2018) - Stromgestehungskosten erneuerbare Energien [47] |
Oriente Medio
Los costos de inversión de capital, los costos fijos y variables y el factor de capacidad promedio de los suministros de electricidad eólica y fotovoltaica a escala de servicios públicos de 2000 a 2018 se han obtenido utilizando la producción general de electricidad renovable variable de los países de Oriente Medio y 81 proyectos examinados.
Año | Viento CF | CF fotovoltaica | Viento LCOE ($ / MWh) | LCOE fotovoltaico ($ / MWh) |
---|---|---|---|---|
2000 | 0,19 | 0,17 | - | - |
2001 | - | 0,17 | - | - |
2002 | 0,21 | 0,21 | - | - |
2003 | - | 0,17 | - | - |
2004 | 0,23 | 0,16 | - | - |
2005 | 0,23 | 0,19 | - | - |
2006 | 0,20 | 0,15 | - | - |
2007 | 0,17 | 0,21 | - | - |
2008 | 0,25 | 0,19 | - | - |
2009 | 0,18 | 0,16 | - | - |
2010 | 0,26 | 0,20 | 107,8 | - |
2011 | 0,31 | 0,17 | 76,2 | - |
2012 | 0,29 | 0,17 | 72,7 | - |
2013 | 0,28 | 0,20 | 72,5 | 212,7 |
2014 | 0,29 | 0,20 | 66,3 | 190,5 |
2015 | 0,29 | 0,19 | 55,4 | 147,2 |
2016 | 0,34 | 0,20 | 52,2 | 110,7 |
2017 | 0,34 | 0,21 | 51,5 | 94,2 |
2018 | 0,37 | 0,23 | 42,5 | 85,8 |
2019 | - | 0,23 | - | 50,1 |
pavo
A marzo de 2021[actualizar]para los proyectos que comienzan a generar electricidad en Turquía a partir de energías renovables en Turquía en julio , las tarifas de alimentación en liras por kWh son: eólica y solar 0,32, hidroeléctrica 0,4, geotérmica 0,54 y varias tarifas para diferentes tipos de biomasa: para todos estos hay también una bonificación de 0,08 por kWh si se utilizan componentes locales. [50] Las tarifas se aplicarán durante 10 años y la bonificación local durante 5 años. [50] Las tarifas las determina la presidencia, [51] y el plan sustituye a las anteriores tarifas de alimentación de energía renovable denominadas en dólares estadounidenses. [52]
Japón
Un estudio de 2010 realizado por el gobierno japonés (antes del desastre de Fukushima), llamado Energy White Paper, [ cita requerida ] concluyó que el costo del kilovatio hora era de ¥ 49 para la energía solar, ¥ 10 a ¥ 14 para la energía eólica y ¥ 5 o ¥ 6 para la energía nuclear.
Masayoshi Son , un defensor de la energía renovable , sin embargo, ha señalado que las estimaciones del gobierno para la energía nuclear no incluyen los costos de reprocesamiento del combustible o la responsabilidad del seguro contra desastres. Son estimó que si se incluyeran estos costos, el costo de la energía nuclear sería aproximadamente el mismo que el de la energía eólica. [53] [54] [55]
Más recientemente, el costo de la energía solar en Japón ha disminuido entre ¥ 13,1 / kWh y ¥ 21,3 / kWh (en promedio, ¥ 15,3 / kWh o $ 0,142 / kWh). [56]
Reino Unido
La Institución de Ingenieros y Constructores Navales de Escocia encargó a un ex Director de Operaciones de la Red Nacional Británica, Colin Gibson, que elaborara un informe sobre los costos nivelados de generación que por primera vez incluiría algunos de los costos de transmisión, así como los costos de generación. Este fue publicado en diciembre de 2011. [57] La institución busca fomentar el debate sobre el tema y ha dado el paso inusual entre los compiladores de tales estudios de publicar una hoja de cálculo. [58]
El 27 de febrero de 2015, Vattenfall Vindkraft AS acordó construir el parque eólico marino Horns Rev 3 a un precio de 10,31 céntimos de euro por kWh . Esto se ha cotizado por debajo de £ 100 por MWh.
En 2013 en el Reino Unido para una planta de energía nuclear de nueva construcción ( Hinkley Point C : finalización en 2023), una tarifa de alimentación de £ 92,50 / MWh (alrededor de US $ 142 / MWh) más compensación por inflación con un tiempo de funcionamiento de 35 años se acordó. [59] [60]
El Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial (BEIS) publica estimaciones periódicas de los costos de las diferentes fuentes de generación de electricidad, siguiendo las estimaciones del Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) fusionado . Las estimaciones de costos niveladas para los proyectos de nueva generación iniciados en 2015 se enumeran en la siguiente tabla. [61]
Tecnología de generación de energía | Bajo | Central | Elevado | |
---|---|---|---|---|
Viento | En tierra | 47 | 62 | 76 |
Costa afuera | 90 | 102 | 115 | |
Energía solar fotovoltaica a gran escala (fotovoltaica) | 71 | 80 | 94 | |
PWR nuclear (reactor de agua a presión) (a) | 82 | 93 | 121 | |
Biomasa | 85 | 87 | 88 | |
Gas natural | Turbina de gas de ciclo combinado | sesenta y cinco | 66 | 68 |
CCGT con CCS (captura y almacenamiento de carbono) | 102 | 110 | 123 | |
Turbina de gas de ciclo abierto | 157 | 162 | 170 | |
Carbón | Carbón supercrítico avanzado con Oxy-comb. CCS | 124 | 134 | 153 |
IGCC (ciclo combinado de gasificación integrada) con CCS | 137 | 148 | 171 | |
a) nueva energía nuclear: precio de ejercicio garantizado de 92,50 libras esterlinas / MWh para Hinkley Point C en 2023 [62] [63] |
Estados Unidos
Administración de información energética (2020)
Desde 2010, la Administración de Información Energética (EIA) de EE. UU. Ha publicado la Perspectiva Energética Anual (AEO), con proyecciones anuales de LCOE para futuras instalaciones a gran escala que se pondrán en servicio en aproximadamente cinco años. En 2015, la EIA fue criticada por el Instituto de Economía Energética Avanzada (AEE) después de su publicación del informe AEO 2015 por "subestimar constantemente la tasa de crecimiento de la energía renovable , lo que lleva a 'percepciones erróneas' sobre el desempeño de estos recursos en el mercado. ". AEE señala que el acuerdo de compra de energía (PPA) promedio para la energía eólica ya era de $ 24 / MWh en 2013. Asimismo, el PPA para la energía solar fotovoltaica a escala de servicios públicos se considera en los niveles actuales de $ 50- $ 75 / MWh. [64] Estas cifras contrastan fuertemente con el LCOE estimado de la EIA de 125 $ / MWh (o 114 $ / MWh incluidas las subvenciones) para la energía solar fotovoltaica en 2020. [65]
Los siguientes datos son de la Energy Information Administration (EIA) Annual Energy Outlook publicada en 2020 (AEO2020). Están en dólares por megavatio-hora (2019 USD / MWh). Estas cifras son estimaciones para las plantas que entrarán en servicio en 2025, sin incluir créditos fiscales, subsidios u otros incentivos. [66] El LCOE que figura a continuación se calcula sobre la base de un período de recuperación de 30 años utilizando un costo de capital medio ponderado (WACC) real después de impuestos del 6,1%. Para las tecnologías intensivas en carbono, se agregan 3 puntos porcentuales al WACC. (Esto es aproximadamente equivalente a una tarifa de $ 15 por tonelada métrica de dióxido de carbono CO
2.) Se espera que los créditos fiscales federales y varios programas de incentivos estatales y locales reduzcan algunos de estos valores de LCOE. Por ejemplo, la EIA espera que el programa federal de crédito fiscal a la inversión reduzca el LCOE promedio ponderado por capacidad de la energía solar fotovoltaica construida en 2025 en $ 2.41 adicionales, a $ 30.39.
Tipo de planta | Min | Sencillo Promedio | Promedio ponderado de capacidad | Max |
---|---|---|---|---|
Carbón ultra-supercrítico | 65,10 | 76,44 | nótese bien | 91,27 |
Ciclo combinado | 33,35 | 38.07 | 36,61 | 45,31 |
Turbina de combustión | 58,48 | 66,62 | 68,71 | 81,37 |
Nuclear avanzado | 71,90 | 81,65 | nótese bien | 92.04 |
Geotermia | 35,13 | 37,47 | 37,47 | 39,60 |
Biomasa | 86,19 | 94,83 | nótese bien | 139,96 |
Viento, en tierra | 28,72 | 39,95 | 34,10 | 62,72 |
Eólica, costa afuera | 102,68 | 122.25 | 115.04 | 155,55 |
Solar fotovoltaica (PV) | 29,75 | 35,74 | 32,80 | 48.09 |
Hidroeléctrico | 35,37 | 52,79 | 39,54 | 63,24 |
Las fuentes de electricidad que tuvieron la mayor disminución en los costos estimados durante el período 2010 a 2019 fueron la solar fotovoltaica (un 88% menos), la eólica terrestre (un 71% menos) y el ciclo combinado avanzado de gas natural (un 49% menos).
Para la generación a gran escala puesta en servicio en 2040, la EIA estimó en 2015 que habría más reducciones en el costo en dólares constantes de la energía solar concentrada (CSP) (un 18% menos), solar fotovoltaica (un 15% menos), en alta mar. eólica (descenso del 11%) y nuclear avanzada (descenso del 7%). Se esperaba que el costo de la energía eólica terrestre aumentara ligeramente (hasta un 2%) para 2040, mientras que se esperaba que la electricidad de ciclo combinado de gas natural aumentara del 9% al 10% durante el período. [sesenta y cinco]
Estimación en $ / MWh | Convento de carbón | Nat. ciclo combinado de gas | Nuclear avanzado | Viento | Solar | |||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
del año | árbitro | por año | convento | avanzado | en tierra | costa afuera | PV | CSP | ||
2010 | [67] | 2016 | 100,4 | 83,1 | 79,3 | 119,0 | 149,3 | 191.1 | 396,1 | 256,6 |
2011 | [68] | 2016 | 95,1 | 65,1 | 62,2 | 114,0 | 96,1 | 243,7 | 211.0 | 312.2 |
2012 | [69] | 2017 | 97,7 | 66,1 | 63,1 | 111,4 | 96,0 | N / A | 152,4 | 242.0 |
2013 | [70] | 2018 | 100,1 | 67,1 | 65,6 | 108,4 | 86,6 | 221,5 | 144,3 | 261,5 |
2014 | [71] | 2019 | 95,6 | 66,3 | 64,4 | 96,1 | 80,3 | 204,1 | 130,0 | 243,1 |
2015 | [sesenta y cinco] | 2020 | 95,1 | 75,2 | 72,6 | 95,2 | 73,6 | 196,9 | 125,3 | 239,7 |
2016 | [72] | 2022 | nótese bien | 58,1 | 57,2 | 102,8 | 64,5 | 158,1 | 84,7 | 235,9 |
2017 | [73] | 2022 | nótese bien | 58,6 | 53,8 | 96,2 | 55,8 | nótese bien | 73,7 | nótese bien |
2018 | [74] | 2022 | nótese bien | 48,3 | 48,1 | 90,1 | 48,0 | 124,6 | 59,1 | nótese bien |
2019 | [74] | 2023 | nótese bien | 40,8 | 40,2 | nótese bien | 42,8 | 117,9 | 48,8 | nótese bien |
2020 | [75] | 2025 | nótese bien | 36,61 | 36,61 | nótese bien | 34,10 | 115.04 | 32,80 | N / A |
Cambio nominal 2010-2020 | nótese bien | −56% | −54% | nótese bien | −77% | -40% | −92% | nótese bien | ||
Nota : Los LCOE proyectados se ajustan a la inflación y se calculan en dólares constantes con base en los dos años anteriores al año de publicación de la estimación. Estimaciones dadas sin ningún tipo de subvención. Los costos de transmisión para fuentes no despachables son en promedio mucho más altos. NB = "No construido" (No se esperan adiciones de capacidad). |
NREL OpenEI (2015)
OpenEI , patrocinado conjuntamente por el DOE de EE. UU. Y el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), ha compilado una base de datos de costos de generación históricos [76] que cubre una amplia variedad de fuentes de generación. Debido a que los datos son de código abierto, pueden estar sujetos a revisiones frecuentes.
Tipo de planta (USD / MWh) | Min | Mediana | Max | Año de la fuente de datos | |
---|---|---|---|---|---|
Generación distribuida | 10 | 70 | 130 | 2014 | |
Energía hidroeléctrica | Convencional | 30 | 70 | 100 | 2011 |
Pequeña energía hidroeléctrica | 140 | 2011 | |||
Viento | En tierra (en tierra) | 40 | 80 | 2014 | |
Costa afuera | 100 | 200 | 2014 | ||
Gas natural | Ciclo combinado | 50 | 80 | 2014 | |
Turbina de combustión | 140 | 200 | 2014 | ||
Carbón | Pulverizado, fregado | 60 | 150 | 2014 | |
Pulverizado, sin fregar | 40 | 2008 | |||
IGCC , gasificado | 100 | 170 | 2014 | ||
Solar | Fotovoltaica | 60 | 110 | 250 | 2014 |
CSP | 100 | 220 | 2014 | ||
Geotermia | Hidrotermal | 50 | 100 | 2011 | |
Ciego | 100 | 2011 | |||
Mejorado | 80 | 130 | 2014 | ||
Biopoder | 90 | 110 | 2014 | ||
Pila de combustible | 100 | 160 | 2014 | ||
Nuclear | 90 | 130 | 2014 | ||
Oceano | 230 | 240 | 250 | 2011 |
Nota:
Solo valor mediano = solo un punto de datos.
Solo valor máximo + mínimo = solo dos puntos de datos
Comisión de Energía de California (2014)
Datos de LCOE del informe de la Comisión de Energía de California titulado "Costo estimado de la nueva generación renovable y fósil en California". [77] Los datos del modelo se calcularon para las tres clases de promotores: comerciante, empresa de servicios públicos propiedad de inversores (IOU) y empresa pública de servicios públicos (POU).
Tipo | Año 2013 ($$ nominal) ($ / MWh) | Año 2024 ($$ nominal) ($ / MWh) | ||||
---|---|---|---|---|---|---|
Nombre | Comerciante | Pagaré | POU | Comerciante | Pagaré | POU |
Turbina de generación 49,9 MW | 662,81 | 2215.54 | 311.27 | 884,24 | 2895,90 | 428.20 |
Turbina de generación 100 MW | 660.52 | 2202.75 | 309,78 | 881,62 | 2880.53 | 426,48 |
Turbina de generación - Avanzada 200 MW | 403,83 | 1266,91 | 215,53 | 533,17 | 1615,68 | 299.06 |
2CT de ciclo combinado sin combustión por conducto 500 MW | 116,51 | 104,54 | 102,32 | 167,46 | 151,88 | 150.07 |
2CT de ciclo combinado con combustión por conducto 500 MW | 115,81 | 104.05 | 102.04 | 166,97 | 151,54 | 149,88 |
Caldera de lecho fluidizado de biomasa 50 MW | 122.04 | 141,53 | 123,51 | 153,89 | 178.06 | 156,23 |
Geotermia binaria 30 MW | 90,63 | 120.21 | 84,98 | 109,68 | 145,31 | 103,00 |
Flash geotérmico 30 MW | 112,48 | 146,72 | 109,47 | 144.03 | 185,85 | 142,43 |
Colector cilindro-parabólico solar sin almacenamiento 250 MW | 168,18 | 228,73 | 167,93 | 156,10 | 209,72 | 156,69 |
Colector cilindro-parabólico solar con almacenamiento 250 MW | 127,40 | 189,12 | 134,81 | 116,90 | 171,34 | 123,92 |
Torre de energía solar sin almacenamiento 100 MW | 152,58 | 210.04 | 151,53 | 133,63 | 184.24 | 132,69 |
Torre de energía solar con almacenamiento 100 MW 6HR | 145,52 | 217,79 | 153,81 | 132,78 | 196,47 | 140,58 |
Torre de energía solar con almacenamiento 100 MW 11HR | 114.06 | 171,72 | 120,45 | 103,56 | 154,26 | 109,55 |
Solar fotovoltaica (película fina) 100 MW | 111.07 | 170,00 | 121.30 | 81.07 | 119,10 | 88,91 |
Solar fotovoltaica (un eje) 100 MW | 109,00 | 165,22 | 116,57 | 98,49 | 146.20 | 105,56 |
Solar fotovoltaica (película delgada) 20 MW | 121,31 | 186,51 | 132,42 | 93.11 | 138,54 | 101,99 |
Solar fotovoltaica (un eje) 20 MW | 117,74 | 179,16 | 125,86 | 108,81 | 162,68 | 116,56 |
Clase de viento 3100 MW | 85.12 | 104,74 | 75,8 | 75.01 | 91,90 | 68,17 |
Clase de viento 4100 MW | 84,31 | 103,99 | 75,29 | 75,77 | 92,88 | 68,83 |
Comisión de Energía de California (2019)
El 9 de mayo de 2019, la Comisión de Energía de California publicó un informe LCOE actualizado: [78] [79]
Tipo de tecnología | Tipo de método para calcular el LCOE | Mínimo (2018 $ / Mwh) | Mediana | Máx. (2018 $ / Mwh) |
---|---|---|---|---|
Solar fotovoltaica de un solo eje 100MW | Determinista | 33 | 49 | 106 |
Solar fotovoltaica de un solo eje 100MW | Probabilístico | 44 | 52 | 61 |
Torre solar con almacenamiento | Determinista | 81 | 159 | 339 |
Torre solar con almacenamiento | Probabilístico | 128 | 158 | 195 |
Viento 80m Buje Alto | Determinista | 30 | 57 | 136 |
Viento 80m Buje Alto | Probabilístico | 52 | sesenta y cinco | 81 |
Flash geotérmico | Determinista | 54 | 138 | 414 |
Flash geotérmico | Probabilístico | 116 | 161 | 217 |
Biomas | Determinista | 98 | 166 | 268 |
Biomas | Probabilístico | 158 | 172 | 187 |
Ciclo combinado sin cocción por conducto | Determinista | 77 | 119 | 187 |
Ciclo combinado sin cocción por conducto | Probabilístico | 111 | 123 | 141 |
Lazard (2015)
En noviembre de 2015, el banco de inversión Lazard, con sede en Nueva York, publicó su noveno estudio anual sobre los costos actuales de producción de electricidad de la energía fotovoltaica en los EE. UU. En comparación con los generadores de energía convencionales. Las mejores plantas de energía fotovoltaica a gran escala pueden producir electricidad a US $ 50 por MWh. El límite superior en US $ 60 por MWh. En comparación, las plantas de carbón cuestan entre US $ 65 y $ 150 por MWh, la energía nuclear a US $ 97 por MWh. Las pequeñas plantas de energía fotovoltaica en los techos de las casas todavía cuestan entre 184 y 300 USD por MWh, pero pueden prescindir de los costos de transporte de electricidad. Las turbinas eólicas terrestres cuestan entre 32 y 77 USD por MWh. Un inconveniente es la intermitencia de la energía solar y eólica. El estudio sugiere una solución en baterías como almacenamiento , pero estas siguen siendo caras hasta ahora. [80] [81]
El informe de largo plazo de Costo de energía nivelado (LCOE) de Lazard es ampliamente considerado y es un punto de referencia de la industria. En 2015, Lazard publicó su informe inaugural Levelized Cost of Storage (LCOS), que fue desarrollado por el banco de inversión Lazard en colaboración con la consultora energética Enovation. [82]
A continuación se muestra la lista completa de LCOE por fuente del banco de inversión Lazard. [80]
Tipo de planta (USD / MWh) | Bajo | Elevado |
---|---|---|
Eficiencia energética | 0 | 50 |
Viento | 32 | 77 |
Energía solar fotovoltaica: película delgada a escala de servicios públicos | 50 | 60 |
Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad cristalina | 58 | 70 |
Solar fotovoltaica - residencial en azoteas | 184 | 300 |
Solar fotovoltaica - azotea C&I | 109 | 193 |
Solar térmica con almacenamiento | 119 | 181 |
Microturbina | 79 | 89 |
Geotermia | 82 | 117 |
Biomasa directa | 82 | 110 |
Pila de combustible | 106 | 167 |
Motor alternativo de gas natural | 68 | 101 |
Ciclo combinado de gas | 52 | 78 |
Pico de gas | 165 | 218 |
IGCC | 96 | 183 |
Nuclear | 97 | 136 |
Carbón | sesenta y cinco | 150 |
Almacenamiento de la batería | ** | ** |
Motor alternativo diésel | 212 | 281 |
NOTA: ** El almacenamiento de la batería ya no se incluye en este informe (2015). Se ha incorporado a su propio informe LCOS 1.0, desarrollado en consulta con Enovation Partners (consulte los cuadros a continuación).
A continuación se muestran los LCOS para diferentes tecnologías de batería. Esta categoría se ha llenado tradicionalmente con motores diesel. Estas son aplicaciones "detrás del medidor". [83]
Propósito | Tipo | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
MicroGrid | Batería de flujo | 429 | 1046 |
MicroGrid | Plomo-ácido | 433 | 946 |
MicroGrid | Iones de litio | 369 | 562 |
MicroGrid | Sodio | 411 | 835 |
MicroGrid | Zinc | 319 | 416 |
isla | Batería de flujo | 593 | 1231 |
isla | Plomo-ácido | 700 | 1533 |
isla | Iones de litio | 581 | 870 |
isla | Sodio | 663 | 1259 |
isla | Zinc | 523 | 677 |
Comercial e industrial | Batería de flujo | 349 | 1083 |
Comercial e industrial | Plomo-ácido | 529 | 1511 |
Comercial e industrial | Iones de litio | 351 | 838 |
Comercial e industrial | Sodio | 444 | 1092 |
Comercial e industrial | Zinc | 310 | 452 |
Aparato comercial | Batería de flujo | 974 | 1504 |
Aparato comercial | Plomo-ácido | 928 | 2291 |
Aparato comercial | Iones de litio | 784 | 1363 |
Aparato comercial | Zinc | 661 | 833 |
Residencial | Batería de flujo | 721 | 1657 |
Residencial | Plomo-ácido | 1101 | 2238 |
Residencial | Iones de litio | 1034 | 1596 |
Todo lo anterior Método tradicional | Motor alternativo diésel | 212 | 281 |
A continuación se muestran los LCOS para diferentes tecnologías de batería. Esta categoría se ha llenado tradicionalmente con motores de gas natural. Estas son aplicaciones "delante del medidor". [83]
Propósito | Tipo | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
Sistema de transmisión | Aire comprimido | 192 | 192 |
Sistema de transmisión | Batería de flujo | 290 | 892 |
Sistema de transmisión | Plomo-ácido | 461 | 1429 |
Sistema de transmisión | Iones de litio | 347 | 739 |
Sistema de transmisión | Hidroeléctrica bombeada | 188 | 274 |
Sistema de transmisión | Sodio | 396 | 1079 |
Sistema de transmisión | Zinc | 230 | 376 |
Reemplazo de peaker | Batería de flujo | 248 | 927 |
Reemplazo de peaker | Plomo-ácido | 419 | 1247 |
Reemplazo de peaker | Iones de litio | 321 | 658 |
Reemplazo de peaker | Sodio | 365 | 948 |
Reemplazo de peaker | Zinc | 221 | 347 |
Regulación de frecuencia | Volante | 276 | 989 |
Regulación de frecuencia | Iones de litio | 211 | 275 |
Servicios de distribucion | Batería de flujo | 288 | 923 |
Servicios de distribucion | Plomo-ácido | 516 | 1692 |
Servicios de distribucion | Iones de litio | 400 | 789 |
Servicios de distribucion | Sodio | 426 | 1129 |
Servicios de distribucion | Zinc | 285 | 426 |
Integración fotovoltaica | Batería de flujo | 373 | 950 |
Integración fotovoltaica | Plomo-ácido | 402 | 1068 |
Integración fotovoltaica | Iones de litio | 355 | 686 |
Integración fotovoltaica | Sodio | 379 | 957 |
Integración fotovoltaica | Zinc | 245 | 345 |
Todo lo anterior Método tradicional | Pico de gas | 165 | 218 |
Lazard (2016)
El 15 de diciembre de 2016, Lazard publicó la versión 10 [84] de su informe LCOE y la versión 2 [85] de su informe LCOS.
Tipo | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|
Viento | 32 | 62 |
Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad cristalina | 49 | 61 |
Energía solar fotovoltaica: película delgada a escala de servicios públicos | 46 | 56 |
Solar fotovoltaica - comunidad | 78 | 135 |
Solar fotovoltaica - residencial en azoteas | 138 | 222 |
Solar fotovoltaica - azotea C&I | 88 | 193 |
Torre solar térmica con almacenamiento | 119 | 182 |
Microturbina | 76 | 89 |
Geotermia | 79 | 117 |
Biomasa directa | 77 | 110 |
Pila de combustible | 106 | 167 |
Motor alternativo de gas natural | 68 | 101 |
Ciclo combinado de gas | 48 | 78 |
Pico de gas | 165 | 217 |
IGCC | 94 | 210 |
Nuclear | 97 | 136 |
Carbón | 60 | 143 |
Motor alternativo diésel | 212 | 281 |
Lazard (2017)
El 2 de noviembre de 2017, el banco de inversión Lazard publicó la versión 11 [86] de su informe LCOE y la versión 3 [87] de su informe LCOS. [88]
Tipo de generación | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|
Viento | 30 | 60 |
Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad cristalina | 46 | 53 |
Energía solar fotovoltaica: película delgada a escala de servicios públicos | 43 | 48 |
Solar fotovoltaica - comunidad | 76 | 150 |
Solar fotovoltaica - residencial en azoteas | 187 | 319 |
Solar fotovoltaica - azotea C&I | 85 | 194 |
Torre solar térmica con almacenamiento | 98 | 181 |
Microturbina | 59 | 89 |
Geotermia | 77 | 117 |
Biomasa directa | 55 | 114 |
Pila de combustible | 106 | 167 |
Motor alternativo de gas natural | 68 | 106 |
Ciclo combinado de gas | 42 | 78 |
Pico de gas | 156 | 210 |
IGCC | 96 | 231 |
Nuclear | 112 | 183 |
Carbón | 60 | 143 |
Motor alternativo diésel | 197 | 281 |
A continuación se muestran los LCOS no subsidiados para diferentes tecnologías de baterías para aplicaciones "detrás del medidor" (BTM). [87]
Caso de uso | Tipo de almacenamiento | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
Comercial | Iones de litio | 891 | 985 |
Comercial | Plomo-ácido | 1057 | 1154 |
Comercial | Plomo avanzado | 950 | 1107 |
Residencial | Iones de litio | 1028 | 1274 |
Residencial | Plomo-ácido | 1160 | 1239 |
Residencial | Plomo avanzado | 1138 | 1188 |
A continuación se muestran los LCOS no subsidiados para diferentes tecnologías de baterías, aplicaciones "frente al medidor" (FTM). [87]
Caso de uso | Tipo de almacenamiento | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
Reemplazo de peaker | Batería de flujo (V) | 209 | 413 |
Reemplazo de peaker | Batería de flujo (Zn) | 286 | 315 |
Reemplazo de peaker | Iones de litio | 282 | 347 |
Distribución | Batería de flujo (V) | 184 | 338 |
Distribución | Iones de litio | 272 | 338 |
Microrred | Batería de flujo (V) | 273 | 406 |
Microrred | Iones de litio | 383 | 386 |
Nota: Estimaciones del rango de valores de la batería de flujo
Lazard (2018)
En noviembre de 2018, Lazard publicó su informe LCOE 2018 [89] [90]
Tipo de tecnología | Min ($ / MWh) | Máx. ($ / MWh) |
---|---|---|
Energía solar fotovoltaica: techo residencial | 160 | 267 |
Energía solar fotovoltaica: techo C&I | 81 | 170 |
Energía solar fotovoltaica: comunidad | 73 | 145 |
Energía solar fotovoltaica: escala de utilidad cristalina | 40 | 46 |
Energía solar fotovoltaica: escala de utilidad de película delgada | 36 | 44 |
Torre Solar Térmica con Almacenamiento | 98 | 181 |
Pila de combustible | 103 | 152 |
Geotermia | 71 | 111 |
Eólica - En tierra | 29 | 56 |
Eólica - Mar adentro * (Solo punto medio) | 92 | 92 |
Pico de gas | 152 | 206 |
Nuclear | 112 | 189 |
Carbón | 60 | 143 |
Ciclo combinado de gas | 41 | 74 |
Lazard (2019)
En noviembre de 2019, Lazard publicó su informe LCOE de 2019 [91] [92]
Tipo de tecnología | Min ($ / MWh) | Máx. ($ / MWh) |
---|---|---|
Energía solar fotovoltaica: techo residencial | 151 | 242 |
Energía solar fotovoltaica: techo C&I | 75 | 154 |
Energía solar fotovoltaica: comunidad | 64 | 148 |
Energía solar fotovoltaica: escala de utilidad cristalina | 36 | 44 |
Energía solar fotovoltaica: escala de utilidad de película delgada | 32 | 42 |
Torre Solar Térmica con Almacenamiento | 126 | 156 |
Geotermia | 69 | 112 |
Eólica - En tierra | 28 | 54 |
Eólica: costa afuera (solo costo de punto medio) | 89 | 89 |
Pico de gas | 150 | 199 |
Nuclear | 118 | 192 |
Carbón | 66 | 152 |
Ciclo combinado de gas | 44 | 68 |
Renovables
Fotovoltaica
En 2020, la IEA declaró que la energía solar fotovoltaica es la electricidad más barata de la historia. [94]
Los precios de la energía fotovoltaica han caído de $ 76,67 por vatio en 1977 a casi $ 0,085 por vatio en octubre de 2020, para las células solares de silicio multicristalino y el precio del módulo a $ 0,193 por vatio. [95] [96] Esto se considera una prueba que respalda la ley de Swanson , que establece que los precios de las células solares caen un 20% por cada duplicación de los envíos acumulados. La famosa ley de Moore exige duplicar el recuento de transistores cada dos años.
Para 2011, el precio de los módulos fotovoltaicos por MW había caído en un 60% desde 2008, según estimaciones de Bloomberg New Energy Finance, poniendo la energía solar por primera vez en una posición competitiva con el precio minorista de la electricidad en algunos países soleados; También se ha publicado una cifra alternativa y constante de disminución de precios del 75 por ciento entre 2007 y 2012, [97] aunque no está claro si estas cifras son específicas de los Estados Unidos o, en general, globales. El costo nivelado de la electricidad (LCOE) de la energía fotovoltaica es competitivo con las fuentes de electricidad convencionales en una lista en expansión de regiones geográficas, [3] particularmente cuando se incluye el tiempo de generación, ya que la electricidad vale más durante el día que durante la noche. [98] Ha habido una feroz competencia en la cadena de suministro, y se avecinan nuevas mejoras en el costo nivelado de la energía solar, lo que representa una amenaza creciente para el dominio de las fuentes de generación de combustibles fósiles en los próximos años. [99] A medida que pasa el tiempo, las tecnologías de energía renovable generalmente se vuelven más baratas, [100] [101] mientras que los combustibles fósiles generalmente se vuelven más costosos:
Cuanto menos cuesta la energía solar, más favorablemente se compara con la energía convencional y más atractiva se vuelve para las empresas de servicios públicos y los usuarios de energía de todo el mundo. La energía solar a escala de servicios públicos [podría en 2011] entregarse en California a precios muy por debajo de $ 100 / MWh ($ 0.10 / kWh) menos que la mayoría de los otros generadores pico, incluso los que funcionan con gas natural de bajo costo. Los costos más bajos de los módulos solares también estimulan la demanda de los mercados de consumidores donde el costo de la energía solar se compara muy favorablemente con las tarifas eléctricas minoristas. [102]
En el año 2015, First Solar acordó suministrar energía solar a un precio nivelado de 3,87 centavos / kWh de su proyecto Playa Solar 2 de 100 MW, que es mucho más barato que el precio de venta de la electricidad de las plantas de generación eléctrica convencionales. [103] Desde enero de 2015 hasta mayo de 2016, los registros han seguido cayendo rápidamente y los precios de la electricidad solar, que han alcanzado niveles por debajo de los 3 centavos / kWh, continúan cayendo. [104] En agosto de 2016, Chile anunció un nuevo contrato de precio récord para proporcionar energía solar a 29,10 dólares por megavatio-hora (MWh). [105] En septiembre de 2016, Abu Dhabi anunció un nuevo precio de oferta récord, prometiendo proporcionar energía solar a $ 24,2 por MWh [106] En octubre de 2017, Arabia Saudita anunció un precio de contrato más bajo para proporcionar energía solar a $ 17,90 por MWh. [107] En julio de 2019, Portugal anunció un precio de contrato más bajo de $ 16,54 por MWh. [108] En abril de 2020, Abu Dhabi Power Corporation (ADPower) obtuvo una tarifa de 13,5 dólares por MWh para su proyecto de energía solar fotovoltaica de 2 GW. [109]
Con un precio del carbono de $ 50 / tonelada (lo que aumentaría el precio de la energía a carbón en 5c / kWh), la energía solar fotovoltaica es rentable en la mayoría de los lugares. La caída del precio de la energía fotovoltaica se ha reflejado en instalaciones de rápido crecimiento, que totalizan una capacidad acumulada mundial de 297 GW a finales de 2016. Según algunas estimaciones, la inversión total en energías renovables para 2011 superó la inversión en generación de electricidad basada en carbono. [110]
En el caso del autoconsumo, el tiempo de recuperación se calcula en función de la cantidad de electricidad que no se extrae de la red. Además, el uso de energía solar fotovoltaica para cargar baterías de CC, como se usa en los vehículos eléctricos híbridos enchufables y los vehículos eléctricos, genera una mayor eficiencia, pero mayores costos. Tradicionalmente, la electricidad de CC generada a partir de energía solar fotovoltaica debe convertirse en CA para edificios, con una pérdida promedio del 10% durante la conversión. La tecnología de inversores está mejorando rápidamente y los equipos actuales han alcanzado una eficiencia del 99% para viviendas de pequeña escala, [111] mientras que los equipos trifásicos a escala comercial pueden alcanzar una eficiencia muy superior al 98%. Sin embargo, se produce una pérdida de eficiencia adicional en la transición de regreso a CC para los dispositivos y vehículos que funcionan con baterías, y se calcularon varias tasas de interés y cambios en el precio de la energía para encontrar valores presentes que oscilan entre $ 2,060 y $ 8,210 [ actualización de las necesidades ] (análisis de 2009, basado en un precio de panel de $ 9 por vatio, aproximadamente 90 veces el precio de octubre de 2019 mencionado anteriormente). [112]
También es posible combinar la energía solar fotovoltaica con otras tecnologías para crear sistemas híbridos, que permiten sistemas más independientes. El cálculo de los LCOE se vuelve más complejo, pero se puede hacer agregando los costos y la energía producida por cada componente. Como, por ejemplo, fotovoltaica, cogeneración y baterías [113], al tiempo que se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con la energía y la electricidad en comparación con las fuentes convencionales. [114] En mayo de 2020, la tarifa del primer año descubierta en la India es de ₹ 2,90 (4,1 ¢ EE. UU.) Por KWh con una tarifa nivelada de ₹ 3,60 (5,0 ¢ EE. UU.) Por KWh para el suministro de energía las 24 horas del día a partir de plantas híbridas de energía renovable con almacenamiento de energía. . [115] La tarifa es más barata que las nuevas centrales eléctricas de carbón, gas natural, nucleares, etc. para la aplicación de carga base.
Solar térmica
El LCOE de la energía termosolar con almacenamiento de energía que puede funcionar las 24 horas del día bajo demanda se redujo a 78 dólares australianos / MWh (61 dólares estadounidenses / MWh) en agosto de 2017. [116] Aunque las plantas termosolares con almacenamiento de energía pueden funcionar como sistemas independientes , la combinación con la energía solar fotovoltaica puede generar energía más barata. [117] La energía de almacenamiento termosolar más barata y distribuible no necesita depender de la generación de energía a base de carbón, gas, petróleo o energía nuclear, costosa o contaminante, para garantizar un funcionamiento estable de la red. [118] [119]
Cuando una planta de almacenamiento de energía solar térmica se ve obligada a permanecer inactiva debido a la falta de luz solar local durante los días nublados, es posible consumir el exceso de energía barata de las plantas de energía solar fotovoltaica, eólica e hidroeléctrica (similar a una de menor eficiencia, gran capacidad y baja costo del sistema de almacenamiento de la batería) calentando la sal fundida caliente a una temperatura más alta para convertir la energía térmica almacenada en electricidad durante las horas pico de demanda cuando el precio de venta de la electricidad es rentable. [120] [121] La combustión de combustible de biomasa también se puede incorporar en las plantas solares térmicas de manera económica para mejorar su capacidad de generación despachable. [122]
En 2020, los precios del calor solar térmico (centavos de dólar / kWh-térmico) a 600 ° C por encima de la temperatura con disponibilidad las 24 horas del día han caído por debajo de 2 centavos / kwh-térmico, que es más barato que la energía térmica derivada de combustibles fósiles. [123]
Energía eólica
- Viento terrestre actual
En la ventosa gran llanura del centro de los Estados Unidos , los costos de la energía eólica de nueva construcción en 2017 están claramente por debajo de los costos del uso continuo de las plantas de combustión de carbón existentes. La energía eólica se puede contratar mediante un acuerdo de compra de energía a dos centavos por kilovatio hora, mientras que los costos operativos para la generación de energía en las plantas de carbón existentes se mantienen por encima de los tres centavos. [125]
- Energía eólica marina actual
En 2016, la Asociación Noruega de Energía Eólica (NORWEA) estimó el LCoE de un parque eólico noruego típico en 44 € / MWh, asumiendo un costo de capital promedio ponderado del 8% y 3.500 horas anuales a plena carga, es decir, un factor de capacidad del 40%. . NORWEA continuó estimando que el LCoE del parque eólico terrestre de 1 GW Fosen Vind , que se espera que esté operativo en 2020, sea tan bajo como 35 € / MWh a 40 € / MWh. [126] En noviembre de 2016, Vattenfall ganó una licitación para desarrollar el parque eólico Kriegers Flak en el mar Báltico por 49,9 € / MWh, [127] y se acordaron niveles similares para los parques eólicos marinos de Borssele . A partir de 2016, este es el precio proyectado más bajo para la electricidad producida con energía eólica marina.
- Niveles históricos
En 2004, la energía eólica costaba una quinta parte de lo que costaba en la década de 1980, y algunos esperaban que la tendencia a la baja continuara a medida que se producían en masa turbinas de varios megavatios más grandes . [128] A partir de 2012[actualizar]Los costos de capital para las turbinas eólicas son sustancialmente más bajos que los de 2008–2010, pero aún están por encima de los niveles de 2002. [129] Un informe de 2011 de la Asociación Estadounidense de Energía Eólica declaró: "Los costos del viento han caído en los últimos dos años, en el rango de 5 a 6 centavos por kilovatio-hora recientemente ... aproximadamente 2 centavos más baratos que los de carbón electricidad, y se financiaron más proyectos a través de acuerdos de deuda que estructuras de capital fiscal el año pasado ... ganando una mayor aceptación por parte de los bancos de Wall Street ... Los fabricantes de equipos también pueden entregar productos en el mismo año en que se ordenan en lugar de esperar hasta a tres años como fue el caso en ciclos anteriores .... 5.600 MW de nueva capacidad instalada están en construcción en los Estados Unidos, más del doble de la cantidad en este momento en 2010. 35% de toda la generación de energía nueva construida en los Estados Unidos Los estados desde 2005 provienen del viento, más que de las nuevas plantas de gas y carbón combinadas, ya que los proveedores de energía se sienten cada vez más atraídos por el viento como una cobertura conveniente contra los movimientos impredecibles de los precios de las materias primas ". [130]
Este costo se ha reducido adicionalmente a medida que la tecnología de las turbinas eólicas ha mejorado. Ahora hay palas de turbina eólica más largas y ligeras, mejoras en el rendimiento de la turbina y una mayor eficiencia de generación de energía. Además, los costos de capital y mantenimiento de los proyectos eólicos han seguido disminuyendo. [131] Por ejemplo, la industria eólica en los EE. UU. En 2014 pudo producir más energía a menor costo mediante el uso de turbinas eólicas más altas con palas más largas, capturando los vientos más rápidos en elevaciones más altas. Esto abrió nuevas oportunidades en Indiana, Michigan y Ohio. El precio de la energía de las turbinas eólicas construidas de 90 a 120 m (300 a 400 pies) sobre el suelo puede, desde 2014, competir con los combustibles fósiles convencionales como el carbón. Los precios han caído a unos 4 centavos por kilovatio-hora en algunos casos y las empresas de servicios públicos han aumentado la cantidad de energía eólica en su cartera, diciendo que es su opción más barata. [132]
Ver también
- Precios de la electricidad
- Comparaciones de las emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de vida
- Generación distribuida
- Economía de las nuevas centrales nucleares
- Respuesta de la demanda
- Fuente de energía intermitente
- Servicio de reserva de red nacional
- Energía nuclear en Francia
- Lista de fallas de la central térmica
- Cálculo del costo de la red de transmisión del Reino Unido: estimación del costo por kWh de transmisión
- Lista de países por producción de electricidad a partir de fuentes renovables
- Lista de estados de EE. UU. Por producción de electricidad a partir de fuentes renovables
- Preocupaciones medioambientales con la generación de electricidad
- Paridad de la red
Otras lecturas
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Los cambios deseables en la forma en que nosotros, como nación y como consumidores individuales, ya sea una casa residencial o una propiedad comercial de bienes raíces, administramos, producimos y consumimos electricidad, pueden hacer que los números de LCOE se vean peor, no mejor. Esto es particularmente cierto cuando se considera la influencia de la eficiencia energética ... Si está planeando una nueva planta de energía central grande, desea obtener el mejor valor (es decir, el LCOE más bajo) posible. Por el costo de cualquier activo de generación de energía, eso se obtiene maximizando la cantidad de kWh que genera a lo largo de su vida económica, lo que va exactamente en contra de la eficiencia energética altamente rentable que ha sido una fuerza impulsora detrás del país plano y incluso disminuyendo la demanda de electricidad. Por otro lado, planificar nuevas grandes centrales eléctricas sin aprovechar las ganancias continuas de eficiencia energética (de las cuales no hay escasez de oportunidades: el informe de la Iniciativa financiera del PNUMA de febrero de 2014 Bienes raíces comerciales: desbloquear la oportunidad de inversión en modernización de eficiencia energética identificó una inversión de $ 231 a $ 300 mil millones de mercado anual para 2020) en cuenta los riesgos de sobrestimar la cantidad de kWh que necesitaríamos de ellos y, por lo tanto, reducir su LCOE ... Si soy propietario de una casa o negocio que está considerando comprar energía solar en la azotea directamente, ¿me importa más el per- ¿valor unitario (LCOE) o mi desembolso total (costo del sistema de por vida)? ... El valor por unidad es menos importante que lo que se considera como un todo ... LCOE, por ejemplo, no toma en cuenta el tiempo de día durante el cual un activo puede producir energía, dónde se puede instalar en la red, y su intensidad de carbono, entre muchas otras variables. Es por eso que, además del [costo de energía evitado nivelado (LACE)], las empresas de servicios públicos y otras partes interesadas del sistema eléctrico ... han utilizado cálculos de costo / beneficio y / o el valor de la capacidad de un activo o la contribución al pico en un nivel de sistema o circuito.
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