Los diferentes métodos de generación de electricidad pueden generar una variedad de costos diferentes, que se pueden dividir en tres categorías generales: 1) costos mayoristas, o todos los costos pagados por las empresas de servicios públicos asociados con la adquisición y distribución de electricidad a los consumidores, 2) costos minoristas pagados por los consumidores, y 3) costos externos, o externalidades , impuestos a la sociedad.
Los costos mayoristas incluyen capital inicial , operaciones y mantenimiento (O&M), transmisión y costos de desmantelamiento. Dependiendo del entorno regulatorio local, algunos o todos los costos mayoristas pueden trasladarse a los consumidores. Estos son costos por unidad de energía, generalmente representados en dólares/megavatio hora (al por mayor). Los cálculos también ayudan a los gobiernos a tomar decisiones relativas a la política energética .
En promedio, el costo nivelado de la electricidad proveniente de la energía solar y la energía eólica terrestre a gran escala es menor que el de las centrales eléctricas alimentadas con carbón y gas , [1] : TS-25 , pero esto varía mucho según la ubicación. [2] : 6-65
El costo nivelado de la electricidad (LCOE) es una métrica que intenta comparar los costos de diferentes métodos de generación de electricidad de manera consistente. Aunque el LCOE a menudo se presenta como el precio constante mínimo al que se debe vender la electricidad para alcanzar el punto de equilibrio durante la vida útil del proyecto, dicho análisis de costos requiere suposiciones sobre el valor de varios costos no financieros (impactos ambientales, disponibilidad local, otros). , y por lo tanto es controvertido. Calculado de manera aproximada, el LCOE es el valor presente neto de todos los costos durante la vida útil del activo dividido por un total descontado adecuadamente de la producción de energía del activo durante esa vida útil. [9]
El costo nivelado de almacenamiento (LCOS) es análogo al LCOE, pero se aplica a tecnologías de almacenamiento de energía como las baterías. [10] Sin embargo, independientemente de la tecnología, el almacenamiento no es más que una fuente secundaria de electricidad que depende de una fuente primaria de generación. Por lo tanto, una verdadera contabilidad de costos exige que se incluyan los costos de las fuentes primarias y secundarias cuando se compara el costo de almacenamiento con el costo de generar electricidad en tiempo real para satisfacer la demanda. [ cita necesaria ]
Un factor de costo exclusivo del almacenamiento son las pérdidas que se producen debido a las ineficiencias inherentes del almacenamiento de electricidad, así como al aumento de las emisiones de CO 2 si algún componente de la fuente primaria está libre de carbono en menos del 100 %. [11] En los EE. UU., un estudio exhaustivo realizado en 2015 encontró que las emisiones netas de CO 2 del sistema resultantes de la operación de almacenamiento no son triviales en comparación con las emisiones de la generación de electricidad [en tiempo real para satisfacer la demanda], oscilando entre 104 y 407 kg/MWh de energía entregada dependiendo de la ubicación, el modo de operación de almacenamiento y los supuestos sobre la intensidad de carbono. [11]
La métrica del costo nivelado evitado de la energía (LACE) aborda algunas de las deficiencias del LCOE al considerar el valor económico que la fuente proporciona a la red. El valor económico tiene en cuenta la capacidad de despacho de un recurso, así como la combinación energética existente en una región. [12]
En 2014, la Administración de Información Energética de EE. UU. recomendó [13] que los costos nivelados de fuentes no despachables , como la eólica o la solar, se compararan con el "coste evitado nivelado de la energía" (LACE, por sus siglas en inglés) en lugar de con el LCOE de fuentes despachables como las fósiles. combustibles o geotermia. LACE son los costos evitados de otras fuentes divididos por la producción anual de la fuente no despachable. [ ejemplo necesario ] La EIA planteó la hipótesis de que las fuentes de energía fluctuantes podrían no evitar los costos de capital y mantenimiento de las fuentes despachables de respaldo. La relación entre LACE y LCOE se denomina relación valor-costo. Cuando LACE (valor) es mayor que LCOE (costo), entonces la relación valor-costo es mayor que 1 y el proyecto se considera económicamente viable. [14]
El costo nivelado de la electricidad ajustado al valor (VALCOE) es una métrica diseñada por la Agencia Internacional de Energía que incluye tanto el costo de la electricidad como el valor para el sistema eléctrico. [15] Por ejemplo, la misma cantidad de electricidad es más valiosa en un momento de máxima demanda. Sin embargo, VALCOE no tiene en cuenta cambios futuros en el sistema eléctrico; por ejemplo, la adición de mucha más energía solar podría reducir el valor del mediodía, pero el VALCOE de hoy no tiene eso en cuenta. [16] [ ¿ fuente poco confiable? ]
La tasa de captura es el precio promedio de mercado (o precio de captura) que recibe una fuente dividido por el precio promedio de la electricidad durante un período. [17] [18] [19] [20] Por ejemplo, una planta hidroeléctrica represada solo podría generar cuando los precios son altos y, por lo tanto, tener una tasa de captura del 200%; mientras que una fuente que no es despachable, como un parque eólico sin baterías, normalmente tendría una tasa de captura inferior al 100%. [20] Normalmente, cuanto más de un solo tipo de energía renovable se construya en un área de precios (como Gran Bretaña), menor será la tasa de captura para ese tipo, por ejemplo, si muchos parques eólicos generan mucho al mismo tiempo. El precio en ese momento bajará. [17] Puede haber restricciones si falta conectividad de la red en toda el área de fijación de precios (por ejemplo, desde la energía eólica en Escocia hasta los consumidores en Inglaterra), lo que da como resultado que la tasa de captura no refleje el costo real. [17]
Al calcular los costos, se deben considerar varios factores de costos internos. [21] Nótese el uso de "costos", que no es el precio de venta real, ya que este puede verse afectado por una variedad de factores como subsidios e impuestos:
Para evaluar el costo total de producción de electricidad, los flujos 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 . [22] [23]
Para la capacidad de generación de energía, los costos de capital a menudo se expresan como costo nocturno por vatio. Los costos estimados son:
Los costos de la vida real pueden diferir significativamente de esas estimaciones. El bloque 3 de Olkiluoto , que alcanzó la primera criticidad a finales de 2021, tuvo un coste nocturno para el consorcio constructor (la empresa pagó un precio fijo acordado cuando se firmó el acuerdo de sólo 3.200 millones de euros) de 8.500 millones de euros y una capacidad eléctrica neta de 1,6 GW o 5.310 € por kW de capacidad. [26] Mientras tanto, la central nuclear de Darlington, en Canadá, tuvo un coste nocturno de 5.117 millones de dólares canadienses para una capacidad eléctrica neta de 3.512 MW o 1.457 dólares canadienses por kW de capacidad. [27] La cifra frecuentemente citada de 14.319 millones de dólares canadienses , que equivale a 4.077 dólares canadienses por kW de capacidad, incluye intereses (un costo particularmente alto en este caso, ya que la empresa de servicios públicos tuvo que endeudarse a tasas de mercado y tuvo que absorber el costo de los retrasos). en construcción) y por lo tanto no es un "coste nocturno". Además, existe la cuestión de la comparabilidad de las diferentes fuentes de energía, ya que los factores de capacidad pueden ser tan bajos como entre el 10% y el 20% para algunas aplicaciones eólicas y solares, llegando hasta el 50% para la energía eólica marina y, finalmente, por encima del 90% para las más confiables. plantas de energía nuclear. [28] El factor de capacidad promedio de todas las centrales nucleares comerciales del mundo en 2020 fue del 80,3% (83,1% el año anterior), pero esto incluye centrales nucleares obsoletas de Generación II y países como Francia que utilizan sus centrales nucleares con carga, después de lo cual reduce el factor de capacidad. [29] Las centrales eléctricas que llegan a su punto máximo tienen factores de capacidad particularmente bajos, pero lo compensan vendiendo electricidad al precio más alto posible cuando la oferta no satisface la demanda. [30]
El primer parque eólico marino alemán Alpha Ventus Offshore Wind Farm con una capacidad nominal de 60 MW costó 250 millones de euros (tras una estimación inicial de 190 millones de euros ). [31] En 2012 produjo 268 GWh de electricidad, alcanzando un factor de capacidad de poco más del 50%. [32] Si el coste nocturno se calcula para la capacidad nominal, resulta en 4167 euros por kW, mientras que si se tiene en cuenta el factor de capacidad, la cifra debe duplicarse aproximadamente.
La energía geotérmica es única entre las energías renovables porque generalmente tiene un bajo impacto sobre el suelo y es capaz de generar energía de carga básica , así como calor y energía combinados . Sin embargo, dependiendo de la planta y de las condiciones del subsuelo, es posible que se liberen al aire materiales radiactivos naturales como el radón . [33] Esto compensa parcialmente los costos relativamente altos por capacidad que se citaron como 200 millones de dólares EE.UU. para la primera fase de 45 MW de la central geotérmica de Þeistareykir y un total de 330 millones de dólares EE.UU. para los 90 MW combinados de las dos primeras fases. Esto da un costo por kW de capacidad de US$4.444 si se considera sólo la primera fase y US$3.667 si se cumplen las estimaciones de costos para ambas fases juntas. [34] La fuente también considera que esta planta de energía es excepcionalmente rentable para la energía geotérmica y la geología única de Islandia convierte al país en uno de los mayores productores de energía geotérmica del mundo y, con diferencia, el mayor per cápita o en relación con toda la energía consumida.
El bloque 5 de la central eléctrica de Irsching, en el sur de Alemania, utiliza gas natural como combustible en un ciclo combinado que convierte 1.750 megavatios de energía térmica en 847 MW netos de electricidad utilizable. Su construcción costó 450 millones de euros . [35] Esto equivale a unos 531 euros por kW de capacidad. Sin embargo, debido a la perspectiva antieconómica de operarla como una planta de energía de punta, los propietarios, poco después de abrir la planta en 2010, quisieron cerrarla. [36]
El LCOE de la energía eólica flotante aumenta con la distancia a la costa. [37]
El parque fotovoltaico de Lieberose , uno de los más grandes de Alemania, tenía una capacidad nominal en el momento de su inauguración de 52,79 megavatios y su construcción costó unos 160 millones de euros [38] [39] o 3.031 euros por kW. Con una producción anual de unos 52 GWh (equivalente a poco más de 5,9 MW), tiene un factor de capacidad de poco más del 11%. La cifra de 160 millones de euros se mencionó nuevamente cuando se vendió el parque solar en 2010. [40]
El parque solar más grande del mundo hasta la fecha (2022) en Rajasthan , India, Bhadla Solar Park , tiene una capacidad nominal total de 2255 MW y su construcción costó un total de 98,5 mil millones de rupias indias . [41] Esto equivale aproximadamente a 43681 rupias por kW.
Como puede verse en estas cifras, los costos varían enormemente incluso para la misma fuente de electricidad de un lugar a otro o de un momento a otro y dependiendo de si los intereses se incluyen en el costo total. Además, los factores de capacidad y la intermitencia de ciertas fuentes de energía complican aún más los cálculos. Otra cuestión que a menudo se omite en los debates es la vida útil de varias centrales eléctricas: algunas de las centrales hidroeléctricas más antiguas existen desde hace más de un siglo, y las centrales nucleares que funcionan durante cinco o seis décadas continuas no son una rareza. Sin embargo, muchas turbinas eólicas de primera generación ya han sido derribadas porque ya no pueden competir con turbinas eólicas más modernas y/o ya no encajan en el entorno regulatorio actual. [ cita necesaria ] Algunos de ellos ni siquiera tenían veinticinco años. Los paneles solares presentan cierto envejecimiento, lo que limita su vida útil, pero aún no existen datos reales sobre la vida útil esperada de los últimos modelos.
Los costos de operación y mantenimiento incluyen costos marginales de combustible, mantenimiento, operación, almacenamiento de desechos y desmantelamiento de una instalación de generación de electricidad. Los costos de combustible tienden a ser más altos para la generación a base de petróleo, seguidos en orden por el carbón, el gas, la biomasa y el uranio. Debido a la alta densidad energética del uranio (o combustible MOX en las plantas que utilizan esta alternativa al uranio) y al precio comparativamente bajo en el mercado mundial del uranio (especialmente si se mide en unidades monetarias por unidad de contenido energético), los costes del combustible sólo representan una fracción de los costes operativos de las centrales nucleares. En general, el equilibrio de costos entre capital y costos de funcionamiento se inclina a favor de menores gastos operativos para las energías renovables y la energía nuclear y en la otra dirección para los combustibles fósiles.
Como la deuda soberana en los países de altos ingresos suele obtenerse a tipos de interés más bajos que los préstamos privados, la energía nuclear y renovable se vuelven significativamente más baratas -también en comparación con las alternativas fósiles- cuanto mayor es la participación de la inversión estatal o las garantías estatales. En el Sur Global , donde las tasas de interés tienden a ser más altas, el período de construcción más corto de los proyectos de pequeña escala (particularmente eólicos y solares) compensa parcialmente su mayor costo de capital. En términos de sustitución de importaciones , la energía solar puede ser particularmente atractiva para reemplazar los generadores de petróleo o diésel para la electrificación rural, ya que no necesita hidrocarburos importados y permite exportar los recursos de hidrocarburos (cuando estén disponibles). [42] [43]
Las fluctuaciones a corto plazo en los precios de los combustibles pueden tener efectos significativos en el costo de la generación de energía en las centrales eléctricas alimentadas con gas natural y petróleo y, en menor medida, en las centrales eléctricas alimentadas con carbón. Como las energías renovables no necesitan combustible, sus costos son independientes de los mercados mundiales de combustibles una vez construidas. Las centrales eléctricas alimentadas con carbón suelen abastecerse de carbón disponible localmente o al menos en el país (esto es especialmente cierto en el caso del lignito , cuya baja calidad y alto contenido de humedad hacen que su transporte a largas distancias sea antieconómico) y, por tanto, están menos sujetas a la influencia de los mercados mundiales. Si existe un impuesto al carbono u otras formas de fijación de precios del CO2 , esto puede tener un impacto significativo en la viabilidad económica de las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles. Debido a la facilidad para almacenar uranio y la rareza del reabastecimiento de combustible (la mayoría de los reactores de agua a presión cambiarán entre un cuarto y un tercio de su carga de combustible cada año y medio a dos [44] [45] ), las fluctuaciones a corto plazo en el mundo Los precios del uranio son un riesgo que absorben los proveedores de combustible, no los operadores de centrales eléctricas. Sin embargo, las tendencias a largo plazo en el precio del uranio pueden tener un efecto de unas pocas décimas a un centavo o dos por kilovatio-hora en el precio final de la energía nuclear. [46]
El factor más importante en los costos operativos tanto de la energía nuclear como de las energías renovables son los salarios locales; en la mayoría de los casos, deben pagarse independientemente de si la planta está operando a plena capacidad o produciendo solo una fracción de su capacidad nominal y, por lo tanto, esas plantas generalmente funcionar a una fracción tan alta de su capacidad como lo permitan el mercado ( precios negativos ) y el clima (evitar el sobrecalentamiento de los ríos con agua refrescante , disponibilidad de sol o viento...). [47] [48] Sin embargo, en Francia las centrales nucleares que proporcionan alrededor del 70% de la demanda de electricidad funcionan con carga para estabilizar la red. Como gran parte de la calefacción doméstica en Francia se suministra a través de medios eléctricos ( bombas de calor y calefacción resistiva ), existe una estacionalidad notable en la generación de energía nuclear en Francia, con cortes planificados generalmente programados para el período de verano de menor demanda, que también coincide con las vacaciones escolares. en Francia. En Alemania, turbinas eólicas de unas dos décadas de antigüedad o más fueron cerradas después de que ya no recibían subsidios a las energías renovables debido a que el precio de la electricidad según la tasa de mercado de aproximadamente 0,03 euros por kWh no cubría los costos marginales o solo los cubría mientras no se realizara un mantenimiento importante. necesario. [49] Por el contrario, después de haber sido completamente depreciadas , las plantas de energía nuclear de Alemania (que entonces quedaban) fueron descritas en informes de los medios a lo largo de la década de 2010 y principios de la de 2020 como altamente rentables para sus operadores incluso sin subsidio gubernamental directo. [50] [51] [52]
Muchos estudiosos, como Paul Joskow , han descrito límites a la métrica del "costo nivelado de la electricidad" para comparar nuevas fuentes de generación. En particular, el LCOE ignora los efectos temporales asociados con el ajuste de la producción a la demanda. Esto sucede en dos niveles:
Las tasas de rampa (qué tan rápido se puede aumentar o disminuir la energía) pueden ser más rápidas para las centrales nucleares más modernas y la economía de las centrales nucleares difiere. [53] [54] Sin embargo, las tecnologías intensivas en capital, como la eólica, la solar y la nuclear, están en desventaja económica a menos que se generen con la máxima disponibilidad, ya que el LCOE es casi en su totalidad inversión de capital de costo hundido. Las redes con cantidades muy grandes de fuentes de energía intermitentes , como la eólica y la solar, pueden incurrir en costos adicionales asociados con la necesidad de tener almacenamiento o generación de respaldo disponible. [55] Al mismo tiempo, las fuentes intermitentes pueden ser aún 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 del verano que se observan en los países cálidos donde el aire acondicionado es un gran consumidor. [56]
Otra limitación de la métrica LCOE es la influencia de la eficiencia y conservación de la energía (EEC). [57] [ se necesita una mejor fuente ] En la década de 2010, la CEE provocó que la demanda de electricidad de muchos países, como Estados Unidos, [58] se mantuviera estable o disminuyera. [59] [60] Para los sistemas solares instalados en el punto de uso final, puede ser más económico invertir primero en EEC, luego en energía solar, o en ambos al mismo tiempo. [61] Esto da como resultado un sistema solar más pequeño que el que se necesitaría sin las medidas de la CEE. Sin embargo, diseñar un sistema solar sobre la base del 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 necesita aclaración ] Se debe considerar todo el costo del ciclo de vida del sistema, no solo el LCOE de la fuente de energía. [57] El LCOE no es tan relevante para los usuarios finales como otras consideraciones financieras como los ingresos, el flujo de caja, las hipotecas, los arrendamientos, el alquiler y las facturas de electricidad. [57] La comparación de las inversiones solares en relación con éstas puede facilitar a los usuarios finales la toma de una decisión, o el uso de cálculos de costo-beneficio "y/o el valor de la capacidad de un activo o su contribución al pico en un nivel de sistema o circuito". [57]
Normalmente, la fijación de precios de la electricidad procedente de diversas fuentes de energía puede no incluir todos los costos externos , es decir, los costos que soporta indirectamente la sociedad en su conjunto como consecuencia del uso de esa fuente de energía. [62] Estos pueden incluir costos de habilitación, impactos ambientales, almacenamiento de energía, costos de reciclaje o efectos de accidentes más allá del seguro.
Se espera que esto resulte en la evacuación de millones de hogares en áreas bajas y en un costo anual de cientos de miles de millones de dólares en daños a la propiedad. [63] [64] [65] [66]
El rendimiento de los paneles solares suele estar garantizado durante 25 años y, a veces, 30. [67] Según un estudio de Harvard Business Review de 2021 , los costos de reciclaje de paneles solares alcanzarán entre 20 y 30 dólares por panel en 2035, lo que multiplicaría por cuatro el LCOE de la energía solar fotovoltaica, pero sólo si los paneles se reemplazan después de 15 años en lugar de los 30 años esperados. Si los paneles se reemplazan temprano, esto presenta un desafío político importante porque si el reciclaje se convierte en una obligación legal de los fabricantes (como ya lo es en la UE ), se reducirán drásticamente los márgenes de beneficio en este mercado ya competitivo. [68] Un estudio de la AIE de 2021 sobre la reparación de paneles viejos para reutilizarlos en lugar de reciclarlos concluyó que la viabilidad financiera depende de factores específicos del país, como las tarifas de la red, pero que la reutilización solo es probable para los servicios públicos de energía solar, ya que los propietarios de tejados querrán hacer lo mejor. aprovechamiento del espacio con nuevos paneles más eficientes. [69]
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 producir electricidad a partir de carbón o petróleo se duplicaría con respecto a su valor actual, y el costo de producción de electricidad a partir de gas aumentaría. en un 30% si se tuvieran en cuenta los costos externos como los daños al medio ambiente y a la salud humana, por las partículas , los óxidos de nitrógeno , el cromo VI , la alcalinidad del agua de los ríos , el envenenamiento por mercurio y las emisiones de arsénico producidas por estas fuentes. En el estudio se estimó que estos costos externos de los combustibles fósiles representan entre el 1% y el 2% de todo el Producto Interno Bruto (PIB) de la UE , y esto fue incluso antes de que se incluyera el costo externo del calentamiento global debido a estas fuentes. . [70] [71] El carbón tiene el costo externo más alto en la UE, y el calentamiento global es la mayor parte de ese costo. [62] La energía sostenible evita o reduce en gran medida los costos futuros para la sociedad, como las enfermedades respiratorias . [72] [73] En 2022, la UE creó una taxonomía verde para indicar qué inversiones energéticas reducen dichos costos externos.
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 para reducir las emisiones de calentamiento global. [74] 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. La fijación del precio del carbono suele adoptar la forma de un impuesto al carbono o un requisito para adquirir permisos de emisión (también llamados "asignaciones").
Dependiendo de las suposiciones sobre posibles accidentes y sus probabilidades, los costes externos de la energía nuclear varían significativamente y pueden alcanzar entre 0,2 y 200 ct/kWh. [75] Además, la energía nuclear funciona bajo un marco de seguros que limita o estructura las responsabilidades por accidentes de acuerdo 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 [76] y en EE.UU. la Ley Price-Anderson . A menudo se argumenta que este posible déficit en la responsabilidad representa un costo externo no incluido en el costo de la electricidad nuclear; pero el costo es pequeño y representa alrededor del 0,1% del costo nivelado de la electricidad, según un estudio de 2008. [77]
Estos costos que van 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 represa . 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. [78] [ se necesita una mejor fuente ]
Como las externalidades tienen efectos difusos, los costos externos no pueden medirse directamente, sino que deben estimarse.
Los diferentes países cobran a las empresas generadoras de manera diferente por las externalidades negativas (como la contaminación) que crean. Para evitar la competencia desleal de las importaciones de electricidad sucia se puede aplicar una tarifa. Por ejemplo, el Reino Unido y la UE pueden incluir la electricidad en sus Mecanismos de Ajuste en Frontera de Carbono . [79] Alternativamente, los sistemas de comercio de emisiones (ETS) de los países importadores y exportadores pueden estar vinculados, [80] o los generadores de un país pueden estar sujetos al ETS de otro país (por ejemplo, los generadores de Irlanda del Norte están en el ETS de la UE). ). [81]
Los cálculos a menudo no incluyen costos más amplios del sistema asociados con cada tipo de planta, como conexiones de transmisión de larga distancia a las redes, o costos de equilibrio y reserva. Los cálculos no incluyen necesariamente externalidades como los daños a la salud causados por las plantas de carbón, ni el efecto de las emisiones de gases de efecto invernadero sobre el cambio climático , la acidificación y eutrofización de los océanos y los cambios de las corrientes oceánicas . Los costos de desmantelamiento de las centrales eléctricas generalmente no se incluyen (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 que no es una contabilidad de costos total . Estos tipos de elementos se pueden agregar explícitamente según sea necesario según el propósito del cálculo.
Otros factores no financieros pueden incluir:
*Las estimaciones LCOE para la energía nuclear de Lazard se "basan en los costos estimados en ese momento de la planta Vogtle y se centran en Estados Unidos". [88]
En 2023, Bank of America llevó a cabo un estudio de LCOE en el que postuló que las estimaciones de LCOE existentes para las energías renovables no tienen en cuenta los combustibles fósiles o el respaldo de baterías y, por lo tanto, nivelar el costo total de la electricidad del sistema (LFSCOE) sería una métrica más razonable para comparar fuentes en términos. de suministrar electricidad al consumidor las 24 horas del día, los 7 días de la semana. [91]
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... Desde el punto de vista de los costos, la energía eólica y solar es la mejor opción económica en los mercados donde existen recursos de generación firmes y la demanda está creciendo". [90] : 24 Informaron además 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". [90] : 23 Sin embargo, BNEF no divulga la metodología detallada ni los supuestos de cálculo del LCOE, aparte de declarar que "se deriva de fuentes públicas seleccionadas". [90] : 98 Los costos de los picos de gas son sustanciales e incluyen tanto el costo del combustible como los costos externos de su combustión. Los costos de su combustión incluyen la emisión de gases de efecto invernadero, monóxido y dióxido de carbono, así como óxidos de nitrógeno ( NO x ), que dañan el sistema respiratorio humano y contribuyen a la lluvia ácida. [92]
En diciembre de 2020, la AIE y la AEN de la OCDE publicaron un estudio conjunto de costos proyectados de generación de electricidad que analiza una gama muy amplia de tecnologías de generación de electricidad basadas en 243 plantas de energía en 24 países. El principal hallazgo fue que "la generación con bajas emisiones de carbono se está volviendo en general cada vez más competitiva en términos de costos" y "la nueva energía nuclear seguirá siendo la tecnología despachable con bajas emisiones de carbono con los costos más bajos esperados en 2025". El informe calculó el LCOE con una tasa de descuento supuesta del 7% y ajustado por los costos sistémicos de generación. [89] El informe también contiene una utilidad de modelado que produce estimaciones del LCOE basadas en parámetros seleccionados por el usuario, como la tasa de descuento, el precio del carbono, el precio de la calefacción, el precio del carbón y el precio del gas. [93] Principales conclusiones del informe: [94]
En octubre de 2020, la empresa financiera 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 supone "60% de deuda a una tasa de interés del 8% y 40% de capital a un costo del 12%" para su cálculo del LCOE, pero no reveló su metodología ni la cartera de proyectos utilizada para calcular los precios. [95] En el estudio de 2023, Lazard explicó que sus estimaciones de LCOE para la energía nuclear se "basan en los costos estimados en ese momento de la planta Vogtle y se centran en Estados Unidos". [88]
El Quinto Informe de Evaluación del IPCC contiene cálculos del LCOE [86] para una amplia gama de fuentes de energía en los cuatro escenarios siguientes:
BNEF [96] estimó los siguientes costos de generación de electricidad en Australia: [97]
En el cuadro siguiente se puede observar que el coste de las energías renovables, en particular la fotovoltaica, está cayendo muy rápidamente. Desde 2017, el coste de la generación de electricidad a partir de energía fotovoltaica, por ejemplo, ha caído casi un 75% en siete años. [98]
En el Reino Unido, en 2013 se fijó una tarifa de alimentación de 92,50 £/MWh a precios de 2012 (actualmente el equivalente a 131 €/MWh) [111] más una compensación por inflación para la nueva central nuclear que se construirá en Hinkley Point. C, con un plazo de 35 años. En aquel momento, esta tarifa estaba por debajo de la tarifa de alimentación para las grandes plantas fotovoltaicas y eólicas marinas y por encima de las plantas eólicas terrestres. [112] [113] [114]
En Alemania, los procesos de licitación que se han llevado a cabo desde 2017 han supuesto importantes reducciones de costes. En una oferta para parques eólicos marinos, al menos un postor prescindió por completo de los subsidios públicos y estaba dispuesto a financiar el proyecto únicamente a través del mercado. El precio de subvención más alto que se concedió fue de 6,00 ct/kWh. [115] En una licitación para proyectos de parques eólicos terrestres, se logró un pago medio de 5,71 ct/kWh, y de 4,29 ct/kWh en una segunda ronda de licitación.
En 2019, hubo ofertas para nuevos parques eólicos marinos en el Reino Unido, con costes tan bajos como 3,96 peniques por kWh (4,47 ct). [116]
Ese mismo año hubo ofertas en Portugal para plantas fotovoltaicas, donde el precio del proyecto más barato es de 1.476 ct/kWh. [117]
A partir de 2022, [actualizar]el gas es la mayor fuente de electricidad con un 40%: [118] su costo varía y, al tener un alto contenido de carbono, provoca el cambio climático . [119] Entonces, para reducir la proporción de gas, el gobierno subasta anualmente contratos por la diferencia para construir capacidad de generación con bajas emisiones de carbono, principalmente energía eólica marina. [120] Antes de 2022, estos generadores siempre habían recibido pagos de los proveedores de electricidad, pero ese año comenzaron a realizar pagos. [121] En otras palabras, las energías renovables quedaron libres de subsidios, [122] en parte debido a la caída del costo de la energía eólica marina. [123] En lugar de gas, las semanas todavía oscuras se pueden abastecer con energía hidroeléctrica noruega [124] o con energía nuclear. Como muchos de los reactores nucleares existentes en Gran Bretaña se retirarán pronto, el gobierno espera que se puedan desarrollar pequeños reactores modulares rentables. [118]
La Agencia Internacional de la Energía y EDF han estimado los siguientes costes. En el caso de la energía nuclear, incluyen los costes debidos a nuevas inversiones en seguridad para mejorar la central nuclear francesa tras el desastre nuclear de Fukushima Daiichi ; el coste de dichas inversiones se estima en 4 €/MWh. En cuanto a la energía solar, la estimación de 293 €/MWh es para una gran planta capaz de producir entre 50 y 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 coste oscila entre 400 y 700 €/MWh, dependiendo de la ubicación. La energía solar fue, con diferencia, 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 costes 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.
El Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar publica estudios que comparan el coste de diferentes estilos de producción de energía. Los valores de las instalaciones fotovoltaicas se basan en el coste medio entre el norte y el sur de Alemania. Los informes diferencian entre los dos y dan más detalles. [127]
El LCOE para sistemas de baterías fotovoltaicas se refiere a la cantidad total de energía producida por el sistema fotovoltaico menos las pérdidas de almacenamiento. Las pérdidas de almacenamiento se calculan en función de la capacidad de almacenamiento de la batería, el número supuesto de ciclos y la eficiencia de la batería. Los resultados incluyen diferencias en los costes fotovoltaicos, los costes de las baterías (de 500 a 1200 EUR/kWh) y la variación de la irradiación solar . Para sistemas fotovoltaicos de tejado más grandes con almacenamiento de batería, la batería cuesta entre 600 y 1000 EUR/kWh. Para los sistemas fotovoltaicos montados en suelo con almacenamiento en batería, se supusieron costes de inversión para el almacenamiento en batería de 500 a 700 EUR/kWh. Los precios de los sistemas más pequeños son en parte más bajos, ya que se trata de productos estandarizados, mientras que los sistemas de baterías más grandes tienden a ser proyectos individualizados que además generan costos de desarrollo y gestión de proyectos e infraestructura. El rango de costes de inversión es menor para los tamaños más grandes, ya que existe una mayor presión competitiva.
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 obtuvieron utilizando la producción variable general de electricidad renovable de los países de Medio Oriente y 81 proyectos examinados.
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: por A todo esto también se le aplica una bonificación de 0,08 por kWh si se utilizan componentes locales. [130] Las tarifas se aplicarán por 10 años y el bono local por 5 años. [130] Las tarifas las determina la presidencia, [131] y el plan reemplaza las anteriores tarifas de alimentación denominadas en dólares estadounidenses para la energía renovable. [132]
Un estudio realizado en 2010 por el gobierno japonés (anterior al desastre de Fukushima), denominado Libro Blanco de la Energía, [133] concluyó que el coste del kilovatio hora era de ¥49 para la energía solar, de ¥10 a ¥14 para la energía eólica y de ¥5 o ¥6 para la energía solar. la energía nuclear.
Masayoshi Son , defensor de las energías renovables , señaló, sin embargo, que las estimaciones gubernamentales para la energía nuclear no incluían los costes de reprocesamiento del combustible ni 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. [134] [135] [136]
Más recientemente, el costo de la energía solar en Japón ha disminuido a entre 13,1 yenes/kWh y 21,3 yenes/kWh (en promedio, 15,3 yenes/kWh, o 0,142 dólares/kWh). [137]
El coste de un módulo solar fotovoltaico constituye la mayor parte de los costes totales de inversión. Según el análisis reciente de los costos de generación de energía solar en Japón en 2021, los precios unitarios de los módulos cayeron drásticamente. En 2018, el precio medio rondaba los 60.000 yenes/kW, pero para 2021 se estima en 30.000 yenes/kW, por lo que el coste se reduce casi a la mitad.
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 dentro de unos cinco años.
Los siguientes datos provienen de la Perspectiva energética anual de la Administración de Información Energética (EIA) publicada en 2020 (AEO2020). Están en dólares por megavatio-hora (2019 USD/MWh). Estas cifras son estimaciones de las plantas que entrarán en servicio en 2025, sin incluir créditos fiscales, subsidios u otros incentivos. [138] El LCOE que figura a continuación se calcula sobre la base de un período de recuperación de 30 años utilizando un costo de capital promedio ponderado (WACC) real después de impuestos del 6,1 por ciento. Para las tecnologías intensivas en carbono se añaden 3 puntos porcentuales al WACC. (Esto equivale aproximadamente a una tarifa de $15 por tonelada métrica de dióxido de carbono CO 2 ). Se esperaría que los créditos fiscales federales y varios programas de incentivos estatales y locales reduzcan algunos de estos valores LCOE. Por ejemplo, la EIA espera que el programa federal de crédito fiscal a la inversión reduzca el LCOE promedio ponderado de capacidad de la energía solar fotovoltaica construida en 2025 en $2,41 adicionales, a $30,39.
Las fuentes eléctricas que tuvieron una mayor disminución en sus costos estimados durante el período 2010 a 2019 fueron la solar fotovoltaica (-88%), la eólica terrestre (-71%) y el ciclo combinado avanzado de gas natural (-49%).
Para la generación a escala de servicios públicos puesta en servicio en 2040, la EIA estimó en 2015 que habría mayores reducciones en el costo en dólares constantes de la energía solar concentrada (CSP) (hasta un 18%), la energía solar fotovoltaica (hasta un 15%), la energía marina eólica (-11%) y nuclear avanzada (-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 a gas natural aumentara entre un 9% y un 10% durante el período. [139]
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.
Presupuestos realizados sin subvenciones. Los costos de transmisión para fuentes no despachables son en promedio mucho más altos. NB = "No construido" (No se esperan aumentos de capacidad).
El uso de LACE junto con LCOE y LCOS proporciona una indicación más intuitiva de la competitividad económica de cada tecnología que cualquiera de las métricas por separado cuando hay varias tecnologías disponibles para satisfacer la carga.
Los MSR tienen grandes coeficientes de reactividad de vacío y temperatura negativa, y están diseñados para apagarse debido a la expansión de la sal del combustible a medida que la temperatura aumenta más allá de los límites de diseño.
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Por lo tanto, el MSR tiene una capacidad significativa de seguimiento de carga donde la reducción de la extracción de calor a través de los tubos de la caldera conduce a un aumento de la temperatura del refrigerante, o una mayor eliminación de calor reduce la temperatura del refrigerante y aumenta la reactividad.
Los cambios deseables en la forma en que nosotros, como nación y como consumidores individuales (ya sea una casa residencial o una propiedad inmobiliaria comercial), administramos, producimos y consumimos electricidad, en realidad pueden hacer que las cifras del LCOE parezcan peores, no mejores.
Esto es particularmente cierto cuando se considera la influencia de la eficiencia energética... Si está planificando una nueva planta de energía central grande, desea obtener el mejor valor (es decir, el LCOE más bajo) posible.
Para el costo de cualquier activo generador de energía, eso se logra maximizando la cantidad de kWh que produce durante su vida económica, lo que va exactamente en contra de la eficiencia energética altamente rentable que ha sido una fuerza impulsora detrás de la economía plana y incluso la disminución de la demanda de electricidad.
Por otro lado, planificar nuevas centrales eléctricas grandes sin obtener ganancias continuas en eficiencia energética (de las cuales no faltan oportunidades; el informe de la Iniciativa Financiera del PNUMA de febrero de 2014, Bienes raíces comerciales: desbloquear la oportunidad de inversión en modernización de la eficiencia energética identificó una inversión de entre $231 y $300). mil millones de dólares en el mercado anual para 2020) en cuenta el riesgo de sobreestimar la cantidad de kWh que necesitaríamos de ellos y, por lo tanto, reducir su LCOE... Si soy propietario de una vivienda o una empresa que está considerando comprar energía solar para tejados directamente, ¿me importa más el rendimiento? ¿Valor unitario (LCOE) o mi desembolso total (costo del sistema de por vida)? días durante los cuales un activo puede producir energía, dónde puede instalarse en la red y su intensidad de carbono, entre muchas otras variables.
Es por eso que, además del [costo nivelado de energía evitado (LACE)], las empresas de servicios públicos y otras partes interesadas del sistema eléctrico... han utilizado cálculos de costo/beneficio y/o el valor de capacidad de un activo o su contribución al pico en un nivel de sistema o circuito.
.... generación de energía eléctrica a partir de la combustión ineficiente de carbón y diésel [provoca] contaminación del aire y emisiones de cambio climático.
Basado en los costos estimados en ese momento de la planta de Vogtle y centrado en EE. UU.
