Costo de la electricidad por tipo de fuente
Los distintos métodos de generación de electricidad pueden incurrir en costos significativamente diferentes, y dichos costos pueden establecerse en momentos significativamente distintos en relación con el momento en que se utiliza la energía. Los cálculos de estos costos se pueden realizar en el punto de conexión de la carga o de la red eléctrica, puede o no incluirse los costos de transmisión. Estos costos incluyen el capital inicial y los costos de operación continua, el combustible y el mantenimiento, así como los costos de desmantelamiento y reparación ambiental en caso de accidente.
Para comparar los diferentes métodos de generación de electricidad, conviene comparar los costos por unidad de energía que normalmente se dan en kilowatt-hora (kWh) o megawatt-hora (MWh). Este tipo de cálculo provee información necesaria para los responsables de la formulación de políticas, investigadores y a los tomadores de decisiones, aunque suele complicarse por la necesidad de tomar en cuenta diferencias en la sincronización mediante una tasa de descuento.
Estudios Globales[editar]
| Costo de generación global nivelado (US$ por MWh) | |||||||||
| Fuente | Solar (empresa) | Eólica terrestre | Gas | Geotérmica | Eólica continental | Carbón | Nuclear | Gas | Solar (residencial) |
| Lazard | 36 | 40 | 59 | 80 | 86 | 112 | 164 | 175 | 189 |
| BNEF | 50 | 44 | |||||||
| IRENA | 70 | 53 | |||||||
| Lazard (ranges) | 29-42 | 26-54 | 44-73 | 59-101 | 86 | 65-159 | 129-198 | 151-198 | 150-227 |
Lazard (2020)
En octubre del 2020, el banco de inversiones Lazard comparó las fuentes de energía renovables y convencionales, incluyendo la comparación entre la generación nueva y la existente (Ver tabla).
BNEF (2020)
En abril del 2020, Bloomberg New Energy Finance encontró que “la energía solar fotovoltaica y la energía eólica terrestre son ahora las fuentes más baratas de generación de nueva construcción para al menos dos tercios de la población mundial. Esos dos tercios viven en lugares que comprenden el 71% del producto interno bruto y el 85% de la generación de energía. El almacenamiento de baterías es ahora la tecnología de nueva construcción más barato para propósitos de pico (hasta dos horas de duración de descarga) en regiones importadoras de gas, como Europa, China o Japón”. [promotional language][better source needed]
IRENA (2020)
La Agencia Internacional de Energía Renovable Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA, por sus siglas en inglés) publicó un estudio basado en un conjunto de datos internacionales complejos en junio del 2020 que afirma que “los nuevos proyectos solares y eólicos están socavando las plantas más baratas de carbón existentes”. En el reporte no se presentan datos sobre fuentes no renovables.
Métricos de costo por unidad[editar]
Costo de electricidad nivelado
Artículo principal: Levelized cost of energy
El costo de electricidad nivelado (LCOE, por sus siglas en inglés) es una medida de la fuente de potencia que permite la comparación de los diferentes métodos de generación de electricidad en una base consistente. El LCOE también puede considerarse como el costo mínimo al cual la electricidad debe venderse para cubrir los gastos durante la vida útil del proyecto. Esto puede calcularse 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.
En términos matemáticos el costo nivelado de electricidad (LCOE) está dado por la siguiente ecuación:
| It | : | Gastos de inversión en el año t |
| Mt | : | gastos de operación y mantenimiento en el año t |
| Ft | : | Gastos de combustible en el año t |
| Et | : | Electricidad generada en el año t |
| r | : | tasa de descuento |
| n | : | vida útil esperada del Sistema o de la central eléctrica |
Nota: Se deben tomar algunas precauciones al utilizar la fórmula para costo nivelado, debido a que a menudo se incorporan supuestos invisibles, descuidando efectos como los impuestos y pueden especificarse en costo nivelado real o nominal. Por ejemplo, otras versiones de la formula descrita no descuentan el flujo de electricidad..[citation needed]
Normalmente, el LCOE es calculado durante la vida útil del diseño de la planta, que usualmente es de 20 a 40 años. Sin embargo, se debe tener en cuidado al comparar diferentes estudios de LCOE y las fuentes de información, ya que el LCOE para una fuente de energía determinada depende en gran medida en los supuestos, condiciones de financiación y el despliegue tecnológico analizados. En particular, la suposición del factor de capacidad tiene un impacto significativo en el cálculo del LCOE. Por lo tanto, un requisito fundamente para el análisis es tener claro que la aplicabilidad del análisis está basada en supuestos justificados.
Costo evitado[editar]
La Energy Information Administration de Estados Unidos ha recomendado que los costos nivelados de fuentes de energía no despachable como la eólica o la solar pueden ser comparados con los costos de energía evitados en lugar de compararlos con LCOE de las fuentes despachables de energía como los combustibles fósiles o energía geotérmica. Esto se debe a la introducción de la fluctuación de potencia que pudiera o no evitar los costos de capital y mantenimiento del respaldo de fuentes despachables. El costo de energía nivelado evitado (LACE, por sus siglas en inglés) son los costos evitados de otras fuentes divididos por la producción anual de la fuente no despachable. Sin embargo, el costo evitado es mucho más difícil de determinar precisamente.
Costo marginal de la electricidad[editar]
Una evaluación económica más precisa podría ser el costo marginal de la electricidad. Este valor funciona comparando el costo agregado del Sistema de aumentar la generación de electricidad de una fuente con el de otras fuentes de generación de electricidad (ver Merit Order).
Factores de Costo[editar]
Al calcular los costos, deben tenerse en cuenta varios factores de costos internos. Es importante aclarar que cuando se refiere a la palabra “costos”, no se trata del precio actual de venta ya que estos pueden verse afectados por una variedad de factores, como subsidios e impuestos:
· Costos de capital (incluyendo la disposición de desperdicios y la decomisión de costos para energía nuclear) – este costo tiende a ser más bajo para las estaciones estaciones de generación de electricidad por gas y combustóleo; moderado para las turbinas eólicas continentales y solar fotovoltaico; y mayor para las plantas de carbón y aún más mayor para la biomasa, olas y mareas, solar térmica, eólica marina y nuclear.
· Costos de combustible – elevado para las fuentes de combustibles fósiles y biomasa, bajo para la nuclear y cero para muchas energías renovables. Los costos de combustible pueden variar impredeciblemente a lo largo de la vida del equipo de generación, debido a cuestiones políticas y a otros factores.
· Factores como los costos de los residuos (y problemas asociados) y los diferentes costos de seguros no se incluyen en lo siguiente: energía de la obra, uso propio o carga parasitaria – es decir, la porción de energía generada que realmente se usa para hacer funcionar las bombas y ventiladores de la estación.
Para evaluar el costo total de la producción de electricidad, los flujos de costos se convierten a un valor actual neto utilizando el valor temporal del dinero. Estos costos se combinan utilizando el flujo de dinero descontado.
Costos de Capital[editar]
Los costos de capital para la capacidad de generación de energía generalmente son expresados como costo nocturno por watt. Los costos estimados son:
· Plantas de ciclo combinado (Gas/combustible) - $1000/kW (2019)
· Eólica continental - $1600/kW (2019)
· Eólica marina - $6500/kW (2019)
· Solar fotovoltaica (paneles fijos) - $1060/kW (utilidad), $1800/kW (2019)
· Solar fotovoltaica (con sistemas de seguimiento)- $1130/kW (utilidad) $2000/kW (2019)
· Energía de almacenamiento de batería - $2000/kW (2019)
· Hidraúlica convencional - $2680/kW (2019)
· Geotérmica - $2800/kW (2019)
· Carbón (con controles de SO2 y NOx)- $3500–3800/kW
· Nuclear avanzada - $6000/kW (2019)
· Celdas de combustible - $7200/kW (2019)
Costos de funcionamiento[editar]
Los costos de funcionamiento incluyen los costos de cualquier combustible, costos de mantenimiento, de reparación, salarios, manejo de residuos, etc.
Los costos de combustible pueden establecerse por kWh y tienden a ser más elevados para la generación por petróleo, en segundo lugar con carbón y el más barato es con gas. El combustible nuclear es mucho más barato por kWh.
Costos de igualación de mercado[editar]
Muchos eruditos, como Paul Joskow, profesor y economista estadounidense, han descrito los límites de la métrica del “costo nivelado de electricidad” para comparar nuevas fuentes de generación. En particular, LCOE ignora los efectos del tiempo asociados con el emparejamiento de la producción a la demanda. Esto ocurre en dos niveles:
● Despachabilidad, la capacidad de un sistema de generación de conectarse, desconectarse, aumentar o disminuir rápidamente de acuerdo con la variación de la demanda.
● 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 el combustible sólido nuclear son físicamente incapaces de presentar una aceleración rápida energética. Sin embargo, muchos diseños de reactores nucleares de combustible fundido de cuarta generación serán capaces de presentar aumentos rápidos debido a que (A) el veneno de neutrones, xenón-135, puede ser removido del reactor mientras este en funcionamiento sin la necesidad de compensar las concentraciones del xenón-135 [16] y (B) los grandes coeficientes de reactividad térmicos y de vacío negativos reducen o aumentan la salida de fisión, a medida de que el combustible fundido se calienta o enfría, respectivamente. [17] No obstante, tecnologías de capital intensivo como la eólica, solar, y nuclear son económicamente desfavorecidas a menos que generen a máxima capacidad, ya que el LCOE es mayormente la inversión del capital de costo perdido. Las fuentes de energía intermitente, como la eólica y la solar, pueden incurrir en costos extras asociados con la necesidad de tener almacenamiento o generación de respaldo. [18] Al mismo tiempo, las fuentes de energía intermitentes pueden ser más competitivas si están disponibles para producir cuando la demanda y los precios son más altos, como la energía solar durante los picos del mediodía observados en verano en países cálidos donde el acondicionamiento de aire es un consumidor importante. [6] A pesar de estas limitantes, nivelar los costos es comúnmente un requisito previo necesario para hacer comparaciones en condiciones de igualdad antes de que se consideren los perfiles de demanda, y la métrica de costo nivelado es ampliamente usada para la comparación de tecnologías en el margen, donde se pueden despreciar las implicaciones de la red de nueva generación.
Otra limitación de la métrica del LCOE es la influencia de la eficiencia energética y la conservación (EEC). [19] EEC ha causado que la demanda de la electricidad de muchos países se mantenga estable o haya disminuido. Considerando solo el LCOE para plantas de escala de servicios públicos se tiende a maximizar la generación y los riesgos de sobrestimar la generación requerida debido a la eficiencia, por lo tanto, se reducirá su LCOE. Para sistemas solares instalados en el punto de uso final, es más económico invertir primero en ECC y después en el sistema solar. Esto resulta en un sistema solar requerido menor al que se necesitaría sin las medidas de la ECC. Sin embargo, diseñar un sistema solar sobre la base del LCOE podría causar que el LCOE del sistema más pequeño aumente, ya que la generación de energía disminuye 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. [19] El LCOE no es tan relevante para los usuarios finales como otras consideraciones financieras como los ingresos, flujo de efectivo, hipotecas, arrendamientos, rentas y facturas de electricidad. [19] La comparación de las inversiones solares en relación a estas puede facilitar a los usuarios finales a tomar una decisión, o utilizar cálculos de costo-beneficio “y/o el valor de la capacidad de un activo o la contribución al pico en un sistema o un nivel de circuito”.[19]
Costos externos de las fuentes de Energías[editar]
Ver también: Impacto económico de la industria energética y economía de las nuevas plantas nucleares.
Normalmente el precio de la electricidad de varias fuentes de energía puede no incluir costos externos, estos son, los costos soportados indirectamente por la sociedad en su conjunto como consecuencia de usar esa fuente de energía. Estos pueden incluir costos de habilitación, impacto ambiental, vidas útiles, almacenamiento de energía, costos de reciclaje o por efectos de accidentes no cubiertos por seguros.
La Administración de Información de Energía de Estados Unidos predice que el carbón y el gas se utilizarán continuamente para proporcionar la mayor parte de la electricidad del mundo. Se espera que esto resulte en la evacuación de millones de casas ubicadas en zonas bajas y un costo anual de cientos de billones de dólares en daños a la propiedad.
Un estudio de investigación financiado por la Unión Europea conocido como ExternE, o Externalidades de la Energía realizado en el periodo de 1995 al 2005 encontró que el costo de producir electricidad a partir del carbón o del petróleo se podría duplicar sobre su valor actual y el costo de la producción de electricidad mediante el uso de gas podría incrementarse un 30% si se tienen en cuenta los costos externos tales como el daño al medio ambiente, la salud humana, partículas en suspensión, óxidos de nitrógeno, cromo hexavalente, alcalinidad en ríos, envenenamiento por mercurio y emisiones de arsénico producidas por dichas fuentes fueran tomadas en consideración. Se estimó en el estudio que estos costos externos debido al uso de combustibles fósiles ascienden entre el 1% y el 2% del Producto Interno Bruto total de la Unión Europea y esto fue antes de que el costo externo debido al calentamiento global de estas fuentes fuera incluido. El carbón tiene el costo externo mayor en la Unión Europea y el calentamiento global es la mayor parte de ese coste.
Un medio para abordar una parte de los costos externos debidos a la generación de electricidad por combustibles fósiles es el precio de carbono, el método más favorecido por la economía para reducir las emisiones que provocan el calentamiento global. El precio del carbono es cobrado a aquellos que emiten dióxido de carbono (CO2). Ese cargo llamado “precio del carbono” es la cantidad que debe ser pagada por el derecho a emitir una tonelada de CO2 a la atmósfera. El precio del carbono usualmente adopta la forma de un impuesto sobre el carbono o un requisito de compra de permisos de emisión (también llamados “derechos de emisión”).
Dependiendo de las suposiciones de posibles accidentes y sus probabilidades, los costos externos de energía nuclear varían significativamente y pueden alcanzar entre 0.2 y 200 ct/kWh. Además, la energía nuclear trabaja en un marco de seguros que limita o estructura las responsabilidades por accidentes en conformidad con el convenio de París sobre la responsabilidad civil nuclear, el convenio complementario de Bruselas y el convenio de Viena sobre la responsabilidad civil por daños nucleares y en los Estados Unidos la Ley Price-Anderson. Es a menudo argumentado 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 alrededor del 0.1% del costo nivelado de la electricidad, de acuerdo con el estudio de CBO.
Estos costos más allá del seguro para los peores escenarios no son únicos de las energías nucleares, las plantas hidroeléctricas tampoco están totalmente aseguradas contra eventos catastróficos como una falla en una gran presa. Por ejemplo, el desastre ocurrido en 1975 en la presa Banqiao destruyó las casas de 11 millones de personas y provocó la muerte de entre 26,000 y 230,000. Dado que las aseguradoras basan las primas de seguros de presas en escenarios limitados, el estado también proporciona seguros contra desastres importantes en este sector.
Debido a que los efectos de las externalidades son difusos, los costos externos no pueden ser medidos directamente, pero deben ser estimados. Un enfoque para estimar los costos externos del impacto ambiental por la producción de electricidad es el convenio metodológico de la Agencia Federal de Medio Ambiente de Alemania. Este método estima los costes externos de la electricidad a partir del lignito a 10.75 céntimos de euro/kWh, la hulla a 8.94 céntimos de euro/kWh, del gas natural a 4.91 céntimos de euro/kWh, de fotovoltaica a 1.18 céntimos de euro/kWh, del viento a 0.26 céntimos de euro/kWh y por hidroeléctrica a 0.18 céntimos de euro/kWh. Para la energía nuclear, la Agencia Federal del Medio Ambiente no indica una cantidad, ya que diferentes estudios tienen resultados que varían por un factor de 1,000. Se recomienda que, debido a la gran incertidumbre, la energía nuclear estime con el costo de la fuente de energía inmediata inferior a evaluar. Basado en esta recomendación, la Agencia Federal del Medio Ambiente, y con su propio método, el foro Ecológico-social de economía de mercado, se estima un costo externo ambiental de 10.7 a 34 ct/kWh para la energía nuclear.
Factores de costo adicionales[editar]
Los cálculos a menudo no incluyen costos de sistema más amplios asociados con cada tipo de planta, como conexiones de transmisión de larga distancia a redes o costos de balance y reserva. Los cálculos no incluyen externalidades como daños a la salud por las plantas de carbón, ni el efecto de las emisiones de CO2 sobre el cambio climático, la acidificación de los océanos y eutrofización, 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 de la electricidad, pero ayuda a los responsables políticos y a otros a orientar las discusiones y la toma de decisiones.[citation needed]
Estos no son factores menores sino que afectan significativamente todas las decisiones responsables de la electricidad
● Las comparaciones del ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero muestran que el carbón, por ejemplo, es radicalmente más alto en términos de GHGs que cualquier alternativa. Acorde al análisis a continuación, el carbono capturado por carbón 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.
● Varias preocupaciones de salud humana con la generación de electricidad, incluidos el asma y el esmog, 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 anuales.
● 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 Regionales[editar]
Australia[editar]
| LCOE en AUD por MWh para algunas tecnologías de carbón y viento (2012) de la Evaluación de Tecnología de Australia (2012), Tabla 5.2.1. | ||
| Tecnología | Costo con precio de CO2 | Costo sin
precio de CO2 |
| Lignito supercrítico | $162 | $95 |
| Lignito supercrítico con CCS | $205 | $192 |
| Carbón negro supercrítico | $135 – $145 | $84 – $94 |
| Carbón negro supercrítico con CCS | $162 – $205 | $153 – $196 |
| Viento | $111 – $122 | $111 – $122 |
Según varios estudios, el costo de la energía eólica y solar se ha reducido drásticamente desde 2006. Por ejemplo, el Australian Climate Council afirma que durante los 5 años entre 2009 y 2014 los costos de la energía solar se redujeron en un 75%, lo que los hace comparables al carbón, y se espera que continuarán cayendo durante los próximos 5 años en otro 45% con respecto a los precios de 2014. También encontraron que el viento ha sido más barato que el carbón desde 2013, y que el carbón y el gas serán menos viables a medida que se retiren los subsidios y se espere que eventualmente tendrán que pagar los costos de la contaminación.
Un informe de CO2CRC, impreso el 27 de noviembre de 2015, titulado "Eólica, solar, carbón y gas para alcanzar costos similares para 2030:", proporciona la siguiente situación actualizada en Australia. "El análisis actualizado de LCOE encuentra que en 2015 las plantas de ciclo combinado de gas natural y carbón pulverizado supercrítico (tanto negro como marrón) tienen los LCOE más bajos de las tecnologías cubiertas en el estudio. El viento es la fuente de energía renovable a gran escala de menor costo, mientras que los paneles solares de azotea son competitivos con los precios minoristas de la electricidad. Para 2030, los rangos de LCOE de tecnologías convencionales de carbón y gas, así como la energía eólica y solar a gran escala, convergerán en un rango común de 50 a 100 dólares australianos por megavatio hora ".
Un informe actualizado, publicado el 27 de septiembre de 2017, titulado "Las energías renovables serán más baratas que el carbón en el futuro. Aquí están los números", indicó que un sistema 100% renovable es competitivo con el carbón supercrítico (ultra-supercrítico) de nueva construcción, que, según según los cálculos de Jacobs en el enlace del informe anterior, sería de alrededor de A $ 75 (80) por MWh entre 2020 y 2050. Esta proyección para el carbón supercrítico es consistente con otros estudios realizados por el CO2CRC en 2015 (A $ 80 por MWh) y por CSIRO en 2017 (A $ 65-80 por MWh).
Francia[editar]
La Agencia Internacional de Energía y EDF han estimado los siguientes costos para 2011. [cita requerida] Para la energía nuclear, incluyen los costos debido a nuevas inversiones en seguridad para actualizar la planta nuclear francesa después del accidente 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 está 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 mayor vida útil 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 coste de la energía solar fotovoltaica la potencia había disminuido a menos de 50 € / MWh.
| LCOE francés en €/MWh (2011) | ||
| Tecnología | Costo en 2011 | Costo en 2017 |
| Energía hidroeléctrica | 20 | |
| Nuclear (con costos de seguro cubiertos por el estado) | 50 | 50 |
| EPR nuclear | 100 | |
| Turbinas de gas natural sin captura de CO2 | 61 | |
| Eólica terrestre | 69 | 60 |
| Huerta solar | 293 | 43.24 |
Alemania[editar]
En noviembre de 2013, el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar ISE evaluó los costos de generación nivelados para las centrales eléctricas de reciente construcción en el sector eléctrico alemán. Los sistemas fotovoltaicos alcanzaron LCOE entre 0,078 y 0,142 euros/kWh en el tercer trimestre de 2013, dependiendo del tipo de central eléctrica (escala de utilidad montada en tierra o pequeño tejado solar PV) y de la insolación alemana media de 1000 a 1200 kWh/m² por año (GHI). No hay cifras de LCOE disponibles para la electricidad generada por las centrales nucleares alemanas recientemente construidas, ya que no se ha construido ninguna desde finales de los años 80. Una actualización del estudio del ISE se publicó en marzo de 2018.
| LCOE Aleman en €/MWh | |||||
| ISE (2013) | ISE (2018) | ||||
| Tecnología | Bajo costo | Alto costo | Bajo costo | Alto costo | |
|
|
Lignito | 38 | 53 | 46 | 80 |
| Antracita | 63 | 80 | 63 | 99 | |
| Plantas de energía de Ciclo Combinado | 75 | 98 | 78 | 100 | |
| Energía eólica | Parques eólicos en tierra firme | 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) – Costo nivelado de las tecnologías de energía renovable eléctrica
Source: Fraunhofer ISE (2018) – Costos de producción de electricidad de las energías renovables | |||||
Oriente Medio[editar]
Los costos de inversión de capital, los costos fijos y variables y el factor de capacidad media de los suministros de electricidad eólica y fotovoltaica a escala de servicios públicos de 2000 a 2018 se han obtenido utilizando la producción global variable de electricidad renovable de los países de Oriente Medio y 81 proyectos examinados.
| Factor de capacidad media y LCOE de los recursos de electricidad eólica y fotovoltaica en el Oriente Medio. | ||||
| Año | FC Viento | FC Fotovoltaico | Viento LCOE ($/MWh) | Fotovoltaico LCOE($/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 |
Japón[editar]
Un estudio de 2010 del gobierno japonés (antes del desastre de Fukushima), llamado el Libro Blanco de la Energía,[citation needed] concluyó que el costo por kilovatio hora era de ¥49 para la energía solar, ¥10 a ¥14 para la 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 incluían los costos de reprocesamiento del combustible o la responsabilidad del seguro de desastres. Son estimó que si se incluían estos costos, el costo de la energía nuclear era más o menos el mismo que el de la energía eólica.
Más recientemente, el costo de la energía solar en Japón ha disminuido entre ¥13.1/kWh a ¥21.3/kWh (en promedio, ¥15.3/kWh, o $0.142/kWh).
Reino Unido[editar]
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 incluirían algunos de los costos de transmisión, así como los costos de generación. Este fue publicado en diciembre del 2011. La institución busca fomentar el debate sobre el tema y ha dado un paso inusual entre los compiladores de tales estudios para publicar una hoja de cálculo.
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 acordado de 35 años.
El Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial (BEIS por sus siglas en ingles) publica estimaciones periódicas de los costos de 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.
| LCOE estimado del Reino Unido para proyectos a partir de 2015, £ / MWh | ||||
| Tecnología de generación de energía | Bajo | Central | Alto | |
| Viento | En tierra | 47 | 62 | 76 |
| En mar abierto | 90 | 102 | 115 | |
| Solar fotovoltaica a gran escala (fotovoltaica) | 71 | 80 | 94 | |
| PWR nuclear (reactor de agua presurizada) (a) | 82 | 93 | 121 | |
| Biomasa | 85 | 87 | 88 | |
| Gas natural | Turbina de gas de ciclo combinado | 65 | 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 / MWh para Hinkley Point C en 2023 ) | ||||
Estados Unidos[editar]
Administración de información energética (2020)[editar]
Los siguientes datos son de la Energy Information Administration (EIA) Annual Energy Outlook publicado en 2015 (AEO2015). Están en dólares por megavatio-hora (2013 USD / MWh). Estas cifras son estimaciones para las plantas que entrarán en servicio en 2020. El LCOE a continuación se calcula sobre la base de un período de recuperación de 30 años utilizando un costo de capital promedio ponderado real después de impuestos (WACC) de 6.1%. Para las tecnologías intensivas en carbono, se agregan 3 puntos porcentuales al WACC. (Esta es una tarifa aproximadamente equivalente a $15 por tonelada métrica de dióxido de carbono CO2).
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 estaba en $ 24 / MWh en 2013. Asimismo, el PPA para energía solar fotovoltaica a escala de servicios públicos se considera en niveles actuales de $ 50- $ 75 / MWh. 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.
| LCOE proyectado en los EE. UU. Para 2025 (a partir de 2020) $ / MWh | ||||
| Tipo de planta | Min | Promedio
Simple |
Promedio
ponderado de capacidad |
Max |
| Carbón ultra-supercrítico | 65,10 | 76,44 | NB | 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 | NB | 92.04 |
| Geotermia | 35,13 | 37,47 | 37,47 | 39,60 |
| Biomasa | 86,19 | 94,83 | NB | 139,96 |
| Viento, en tierra | 28,72 | 39,95 | 34,10 | 62,72 |
| Eólica, en mar abierto | 102,68 | 122.25 | 115.04 | 155,55 |
| Solar fotovoltaica (PV) | 29,75 | 35,74 | 32,80 | 48.09 |
| Hidroeléctrica | 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 energía solar fotovoltaica (un 88% menos), la energía 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 el 2040, la EIA estimó en el 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), eólica en alta mar (descenso del 11%) y nuclear avanzada (descenso del 7%). Se esperaba que el costo de la energía eólica terrestre aumentara levemente (hasta un 2%) para el 2040, mientras que se esperaba que la electricidad de ciclo combinado de gas natural aumentara del 9% al 10% durante el período.
| Resumen histórico de las proyecciones de LCOE de la EIA (2010-2020) | ||||||||||
| Estimación en $ / MWh |
Convento de carbón |
Gas natural de ciclo combinado | nuclear
avanzada |
Viento | Solar | |||||
| del año | referencia | por año | convento | avanzado | en tierra | en mar abierto | PV | CSP | ||
| 2010 | 2016 | 100,4 | 83,1 | 79,3 | 119,0 | 149,3 | 191.1 | 396,1 | 256,6 | |
| 2011 | 2016 | 95,1 | 65,1 | 62,2 | 114,0 | 96,1 | 243,7 | 211.0 | 312.2 | |
| 2012 | 2017 | 97,7 | 66,1 | 63,1 | 111,4 | 96,0 | N / A | 152,4 | 242.0 | |
| 2013 | 2018 | 100,1 | 67,1 | 65,6 | 108,4 | 86,6 | 221,5 | 144,3 | 261,5 | |
| 2014 | 2019 | 95,6 | 66,3 | 64,4 | 96,1 | 80,3 | 204,1 | 130,0 | 243,1 | |
| 2015 | 2020 | 95,1 | 75,2 | 72,6 | 95,2 | 73,6 | 196,9 | 125,3 | 239,7 | |
| 2016 | 2022 | NE | 58,1 | 57,2 | 102,8 | 64,5 | 158,1 | 84,7 | 235,9 | |
| 2017 | 2022 | NE | 58,6 | 53,8 | 96,2 | 55,8 | NB | 73,7 | NE | |
| 2018 | 2022 | NE | 48,3 | 48,1 | 90,1 | 48,0 | 124,6 | 59,1 | NE | |
| 2019 | 2023 | NE | 40,8 | 40,2 | NE | 42,8 | 117,9 | 48,8 | NE | |
| 2020 | 2025 | NE | 36,61 | 36,61 | NE | 34,10 | 115.04 | 32,80 | N / A | |
| Cambio nominal 2010-2020 | NE | −56% | −54% | NE | −77% | -40% | −92% | NB | ||
| Nota : El LCOE proyectado se ajusta a la inflación y se calcula en dólares constantes con base en dos años antes del año de publicación de la estimación.
Estimaciones dadas sin subvenciones. Los costos de transmisión para fuentes no despachables son en promedio mucho más altos. NE = "No establecido" (No se esperan adiciones de capacidad). | ||||||||||
NREL OpenEI (2015)
OpenEI, patrocinado en colaboración por el DOE de EE. UU. y el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL), ha compilado una base de datos histórica sobre el costo de generación que cubre una amplia variedad de fuentes de generación. Debido a que los datos son de código abierto, pueden estar sujetos a revisiones frecuentes.
| LCOE de OpenEI DB a junio de 2015 | |||||
| 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 |
| Hidroeléctrica pequeña | 140 | 2011 | |||
| Viento | En tierra (en tierra) | 40 | 80 | 2014 | |
| En mar abierto | 100 | 200 | 2014 | ||
| Gas natural | Ciclo combinado | 50 | 80 | 2014 | |
| Turbina de combustión | 140 | 200 | 2014 | ||
| Carbón | Pulverizado, lavado | 60 | 150 | 2014 | |
| Pulverizado, sin lavar | 40 | 2008 | |||
| IGCC , gasificado | 100 | 170 | 2014 | ||
| Solar | Fotovoltaica | 60 | 110 | 250 | 2014 |
| CSP | 100 | 220 | 2014 | ||
| Geotermia | Hidrotermal | 50 | 100 | 2011 | |
| Ciega (no descubierta) | 100 | 2011 | |||
| Mejorada | 80 | 130 | 2014 | ||
| Bioenergética | 90 | 110 | 2014 | ||
| Celda de combustible | 100 | 160 | 2014 | ||
| Nuclear | 90 | 130 | 2014 | ||
| Océano | 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)[editar]
Datos de LCOE del informe de la Comisión de Energía de California titulado como "Costo Estimado de la Nueva Generación Renovable y Fósil en California". Los datos del modelo se calcularon para las tres clases de promotoras: comerciante, propiedad de inversores (IOU) y empresa de servicios públicos (POU).
| Tipo | Año 2013 ($ nominal) ($ / MWh) | Año 2024 ($ nominal) ($ / MWh) | ||||
| Nombre | Comerciante | IOU | POU | Comerciante | IOU | 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 |
| Ciclo combinado de 2CT sin combustión por conducto 500 MW | 116,51 | 104,54 | 102,32 | 167,46 | 151,88 | 150.07 |
| Ciclo combinado 2CT 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 |
| Geotermia tipo flash 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 delgada) 100 MW | 111.07 | 170,00 | 121.30 | 81.07 | 119,10 | 88,91 |
| Solar fotovoltaica (un solo 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 solo eje) 20 MW | 117,74 | 179,16 | 125,86 | 108,81 | 162,68 | 116,56 |
| Viento clase 3100 MW | 85.12 | 104,74 | 75,8 | 75.01 | 91,90 | 68,17 |
| Viento clase 4100 MW | 84,31 | 103,99 | 75,29 | 75,77 | 92,88 | 68,83 |
Comisión de Energía de California (2019)[editar]
El 9 de mayo del 2019, la Comisión de Energía de California publicó un informe de LCOE actualizado:
| Tipo de tecnología | Tipo de método para calcular el LCOE | Mínimo (2018 $ / Mwh) | Mediano | Máx. (2018 $ / Mwh) |
| Solar fotovoltaica de un solo eje 100MW | Determinístico | 33 | 49 | 106 |
| Solar fotovoltaica de un solo eje 100MW | Probabilístico | 44 | 52 | 61 |
| Torre solar con almacenamiento | Determinístico | 81 | 159 | 339 |
| Torre solar con almacenamiento | Probabilístico | 128 | 158 | 195 |
| Viento 80m Buje Alto | Determinístico | 30 | 57 | 136 |
| Viento 80m Buje Alto | Probabilístico | 52 | sesenta y cinco | 81 |
| Geotermia tipo flash | Determinístico | 54 | 138 | 414 |
| Geotermia tipo flash | Probabilístico | 116 | 161 | 217 |
| Biomasa | Determinístico | 98 | 166 | 268 |
| Biomasa | Probabilístico | 158 | 172 | 187 |
| Ciclo combinado sin cocción por conducto | Determinístico | 77 | 119 | 187 |
| Ciclo combinado sin cocción por conducto | Probabilístico | 111 | 123 | 141 |
Lazard (2015)[editar]
En noviembre del 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 Estados Unidos 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 están entre 65 y 150 dólares por MWh, la energía nuclear a 97 dólares 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 dólares 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.
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 el 2015, Lazard publicó su informe inaugural de Costo nivelado de almacenamiento (LCOS), que fue desarrollado por el banco de inversión Lazard en colaboración con la consultora energética Enovation.
A continuación, se muestra la lista completa de LCOE por fuente del banco de inversión Lazard.
| Tipo de planta (USD / MWh) | Bajo | Alto |
| Eficiencia energética | 0 | 50 |
| Viento | 32 | 77 |
| Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad de película delgada | 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 |
| Celda de combustible | 106 | 167 |
| Motor alternativo de gas natural | 68 | 101 |
| Ciclo combinado de gas | 52 | 78 |
| Gas máximo | 165 | 218 |
| IGCC | 96 | 183 |
| Nuclear | 97 | 136 |
| Carbón | sesenta y cinco | 150 |
| Almacenamiento de la batería | ** | ** |
| Motor alternativo de 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".
| Propósito | Tipo | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
| Microred | Batería de flujo | 429 | 1046 |
| Microred | Plomo-ácido | 433 | 946 |
| Microred | Iones de litio | 369 | 562 |
| Microred | Sodio | 411 | 835 |
| Microred | 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 |
| Aplicación comercial | Batería de flujo | 974 | 1504 |
| Aplicación comercial | Plomo-ácido | 928 | 2291 |
| Aplicación comercial | Iones de litio | 784 | 1363 |
| Aplicación comercial | Zinc | 661 | 833 |
| Residencial | Batería de flujo | 721 | 1657 |
| Residencial | Plomo-ácido | 1101 | 2238 |
| Residencial | Iones de litio | 1034 | 1596 |
| Todas las anteriores
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".
| 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 | Hidro bombeado | 188 | 274 |
| Sistema de transmisión | Sodio | 396 | 1079 |
| Sistema de transmisión | Zinc | 230 | 376 |
| Reemplazo de pico | Batería de flujo | 248 | 927 |
| Reemplazo de pico | Plomo-ácido | 419 | 1247 |
| Reemplazo de pico | Iones de litio | 321 | 658 |
| Reemplazo de pico | Sodio | 365 | 948 |
| Reemplazo de pico | Zinc | 221 | 347 |
| Regulación de frecuencia | Volante de inercia | 276 | 989 |
| Regulación de frecuencia | Iones de litio | 211 | 275 |
| Servicios de distribución | Batería de flujo | 288 | 923 |
| Servicios de distribución | Plomo-ácido | 516 | 1692 |
| Servicios de distribución | Iones de litio | 400 | 789 |
| Servicios de distribución | Sodio | 426 | 1129 |
| Servicios de distribución | 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 |
| Todas las anteriores
Método tradicional |
Pico de gas | 165 | 218 |
Lazard (2016)[editar]
El 15 de diciembre de 2016, Lazard lanzó la versión 10de su informe LCOE y versión 2de su informe LCOS.
| Tipo | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
| Viento | 32 | 62 |
| Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad cristalina | 49 | 61 |
| Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad de película delgada | 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 alterno de gas natural | 68 | 101 |
| Ciclo combinado de gas | 48 | 78 |
| Gas máximo | 165 | 217 |
| IGCC | 94 | 210 |
| Nuclear | 97 | 136 |
| Carbón | 60 | 143 |
| Motor alternativo diésel | 212 | 281 |
Lazard (2017)[editar]
El 2 de noviembre de 2017, el banco de inversión Lazard lanzó la versión 11de su informe LCOE y versión 3de su informe LCOS.
| Tipo de generación | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
| Viento | 30 | 60 |
| Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad cristalina | 46 | 53 |
| Energía solar fotovoltaica - escala de utilidad de película delgada | 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 alterno de gas natural | 68 | 106 |
| Ciclo combinado de gas | 42 | 78 |
| Gas máximo | 156 | 210 |
| IGCC | 96 | 231 |
| Nuclear | 112 | 183 |
| Carbón | 60 | 143 |
| Motor alterno diésel | 197 | 281 |
A continuación se muestran los LCOS no subsidiados para diferentes tecnologías de baterías para aplicaciones "detrás del medidor" (BTM).
| 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).
| Caso de uso | Tipo de almacenamiento | Bajo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
| Reemplazo de pico | Batería de flujo (V) | 209 | 413 |
| Reemplazo de pico | Batería de flujo (Zn) | 286 | 315 |
| Reemplazo de pico | Iones de litio | 282 | 347 |
| Distribución | Batería de flujo (V) | 184 | 338 |
| Distribución | Iones de litio | 272 | 338 |
| Microred | Batería de flujo (V) | 273 | 406 |
| Microred | Iones de litio | 383 | 386 |
Nota: Estimaciones del rango de valores de la batería de flujo
Lazard (2018)[editar]
En noviembre de 2018, Lazard publicó su informe LCOE 2018
| Tipo de tecnología | Mín ($ / 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 |
| Fotovoltaica solar: 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)[editar]
En noviembre de 2019, Lazard publicó su informe LCOE 2019
| Tipo de tecnología | Mín ($ / 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 |
| Fotovoltaica solar: 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[editar]
Fotovoltaica[editar]
En 2020, IEA declaró que la energía solar fotovoltaica es la electricidad más barata en la historia.
Los precios de la energía fotovoltaica han caído de $76.67 por watt en 1977 a casi $ 0,085 por watt en octubre de 2020, para las celdas solares de silicio multicristalino y el precio de los módulos a $ 0,193 por watt. Esto se considera una prueba que respalda la ley de Swanson, que establece que los precios de las celdas solares caen un 20% cada vez que la producción mundial de paneles duplica su venta. La famosa ley de Moore expresa que aproximadamente cada dos años se duplica el número de transistores en un microprocesador.
Para 2011, el precio de los módulos fotovoltaicos por MW había caído un 60% desde 2008, según estimaciones de Bloomberg New Energy Finance, lo que coloca a la energía solar por primera vez en una posición competitiva con el precio al por menor de la electricidad en algunos países soleados; También se ha publicado una cifra alternativa y constante de disminución de precios del 75% entre 2007 y 2012, aunque no está claro si estas cifras son específicas de los Estados Unidos o, en general, globales. El costo nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) de la energía fotovoltaica es competitivo con las fuentes de electricidad convencionales en una lista cada vez mayor de regiones geográficas, particularmente cuando se incluye el tiempo de generación, ya que la electricidad vale más durante el día que durante la noche. Ha habido una competencia feroz en la cadena de suministro y se avecinan nuevas mejoras en el costo nivelado de la energía solar, lo que representa, en los próximos años, una amenaza creciente para el predominio de las fuentes de generación de combustibles fósiles. A medida que pasa el tiempo, las tecnologías de energía renovable generalmente se vuelven más baratas, 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 gran escala [podía en 2011] entregarse en California a precios muy por debajo de $100 MWh ($0.10/kWh), menos que la mayoría de los generadores que operan en horas 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 consumo, donde el costo de la energía solar se compara muy favorablemente con las tarifas eléctricas al por menor.
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 electricidad de las plantas de generación de electricidad convencionales. 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, siguen cayendo. En agosto de 2016, Chile anunció un nuevo contrato de precio récord para proveer energía solar a $29.10 dólares por megawatt-hora (MWh). En septiembre de 2016, Abu Dhabi anunció un nuevo precio de licitación récord, prometiendo proporcionar energía solar a $ 24,2 por MWh. En octubre de 2017, Arabia Saudita anunció un precio de oferta record más bajo para proveer energía solar a $17.90 por MWh. En julio de 2019, Portugal anunció el precio de contrato más bajo de $16.54 por MWh. 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.
Con un precio del carbón de $50/tonelada (que elevaría el precio de la energía a base de carbón en 5 centavos/kWh), la energía solar fotovoltaica tiene costos competitivos en la mayoría de los lugares. La caída del precio de la energía fotovoltaica se ha reflejado en instalaciones de rápido crecimiento, que sumaron en total 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 a base de carbón.
En el caso del autoconsumo, el tiempo de retribución 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 corriente directa, como se usa en los vehículos eléctricos híbridos enchufables y en los vehículos eléctricos, genera una mayor eficiencia, pero mayores costos. Tradicionalmente, la electricidad de CD generada a partir de energía solar fotovoltaica debe convertirse en CA para los 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, 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 DC 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 actuales que oscilan entre $ 2,060 y $ 8,210 [requiere actualización] (análisis del 2009, basado en un precio del panel de $9 por watt, aproximadamente 90 veces el precio de octubre de 2019 mencionado anteriormente).
También es posible combinar la energía solar fotovoltaica con otras tecnologías para crear sistemas híbridos, que permiten sistemas más independientes. El cálculo del costo nivelado de electricidad (LCOE) se vuelve más complejo, pero se puede hacer agregando los costos y la energía producida por cada componente. Por ejemplo, la energía fotovoltaica, cogeneración y las baterías , al reducir el tiempo que emiten gases de efecto invernadero relacionadas con la energía y la electricidad en comparación con las fuentes convencionales. 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 desde plantas híbridas de energía renovable con almacenamiento de energía. La tarifa es más barata que las nuevas centrales eléctricas de carbón, gas natural, nucleares, etc. para aplicaciones de carga base.
Solar térmica[editar]
Más información: Lista de centrales eléctricas con tecnología termosolar
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 (US $61/MWh) en agosto de 2017. Aunque las plantas solares térmicas con almacenamiento de energía pueden funcionar como sistemas independientes, la combinación con la energía solar fotovoltaica puede generar energía más barata. La energía de almacenamiento termosolar más barata y distribuible no necesita depender de la generación costosa o contaminante a base de carbón, gas, petróleo o energía nuclear, para garantizar un funcionamiento estable de la red.
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 intermitente 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 baterías) elevando la temperatura de la sal fundida caliente para convertir la energía térmica almacenada en electricidad durante las horas pico de demanda, cuando el precio de venta de la electricidad es rentable. El quemado de combustible de biomasa también se puede incorporar en las plantas termosolares de manera económica para mejorar su capacidad de generación despachable.
En 2020, los precios del calor solar térmico (centavos de dólar EE.UU. / 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.
Energía eólica[editar]
Energía eólica continental actual[editar]
En la ventosa gran llanura del centro de Estados Unidos, los costos de la energía eólica de nueva construcción en 2017 están muy por debajo de los costos del uso continuo de las plantas de combustión de carbón existentes. La energía eólica puede contratarse mediante un acuerdo de compra de energía a dos centavos por kilovatio hora, mientras que los costos operativos de la generación de energía en las plantas de carbón existentes se mantienen por encima de los tres centavos.
Energía Eólica marítima actual
En 2016, la Asociación Noruega de Energía Eólica (NORWEA, por sus siglas en inglés) estimó el LCOE de un parque eólico noruego típico en 44 € / MWh, asumiendo un costo de capital promedio ponderado del 8% y 3500 horas anuales a plena carga, es decir, un factor de capacidad del 40%. . NORWEA de igual forma estimó que el LCOE del parque eólico terrestre Fosen Vind de 1 GW, que se espera que esté operativo para 2020, y que su precio sea tan bajo como 35 €/MWh a 40 €/MWh. En noviembre de 2016, Vattenfall ganó una licitación para desarrollar el parque eólico Kriegers Flak en el mar Báltico por 49.9 €/MWh, y se acordaron niveles similares para los parques eólicos marinos de Borssele. Desde el 2016, este es el precio proyectado más bajo para la electricidad producida con energía eólica marina.
Niveles históricos[editar]
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 viento más grandes, de varios megawatts. En cuanto al 2012, los costos de capital de las turbinas eólicas eran sustancialmente más bajos que los de 2008-2010, pero aún estaban por encima de los niveles de 2002. Un informe de 2011 de la Asociación Estadounidense de Energía Eólica declaró: "Los costos de la energía eólica han disminuido en los últimos dos años, en el rango de 5 a 6 centavos por kilowatt-hora recientemente...aproximadamente 2 centavos más barato que la electricidad a base de carbón, y se financiaron más proyectos a través de acuerdos de deuda que estructuras de capital fiscal el año pasado...obteniendo una mayor aceptación 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 tres años como fue el caso en ciclos anteriores ... Se están construyendo 5,600 MW de nueva capacidad instalada en los Estados Unidos, más del doble, en este punto, que en 2010. 35% de toda la generación de energía nueva construida en los Estados Unidos desde 2005 proviene de la energía eólica, más que de las nuevas plantas de gas y carbón combinadas, ya que los proveedores de energía se sienten cada vez más atraídos por la energía eólica como una protección conveniente contra los movimientos impredecibles de los precios de las materias primas ".
Este coste se ha reducido adicionalmente a medida que ha mejorado la tecnología de las turbinas eólicas. Ahora hay aspas de turbinas eólicas más largas y ligeras, mejoras en el rendimiento de las turbinas y una mayor eficiencia de generación de energía. Además, los costos de capital y mantenimiento de los proyectos eólicos han seguido disminuyendo. Por ejemplo, la industria eólica en los EE. UU. en 2014 pudo producir más energía a un costo menor mediante el uso de turbinas eólicas más altas con aspas 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, pueden competir desde 2014 con los combustibles fósiles convencionales como el carbón. Los precios han caído a unos 4 centavos por kilowatt-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.
Enlaces externos[editar]
- Esta obra contiene una traducción total derivada de Cost of electricity by source de Wikipedia en alemán, concretamente de esta versión del 15 de diciembre de 2020, publicada por sus editores bajo la Licencia de documentación libre de GNU y la Licencia Creative Commons Atribución-CompartirIgual 3.0 Unported.
Referencias[editar]
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