Los diferentes métodos de generación de electricidad pueden generar una variedad de costos diferentes, que pueden dividirse 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 , impuestas a la sociedad.
Los costos mayoristas incluyen el capital inicial , las operaciones y el mantenimiento (O&M), la transmisión y los costos de desmantelamiento. Según el entorno regulatorio local, algunos o todos los costos mayoristas pueden trasladarse a los consumidores. Se trata de costos por unidad de energía, que normalmente se expresan en dólares por megavatio hora (mayoristas). Los cálculos también ayudan a los gobiernos a tomar decisiones en materia de política energética .
En promedio, el costo nivelado de la electricidad proveniente de energía solar a gran escala y de energía eólica terrestre es menor que el de las centrales eléctricas a carbón y gas , [1] : TS-25 pero esto varía mucho según la ubicación. [2] : 6–65
El costo nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) es una métrica que intenta comparar los costos de diferentes métodos de generación de electricidad de manera consistente. Aunque el LCOE se presenta a menudo como el precio mínimo constante al que se debe vender la electricidad para alcanzar el punto de equilibrio durante la vida útil del proyecto, este 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 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. [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 requerida ]
Un factor de costo exclusivo del almacenamiento son las pérdidas que ocurren debido a las ineficiencias inherentes al almacenamiento de electricidad, así como el aumento de las emisiones de CO2 si algún componente de la fuente primaria está libre de carbono en menos del 100 %. [11] En los EE. UU., un estudio exhaustivo de 2015 concluyó que las emisiones netas de CO2 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], que van desde 104 a 407 kg/MWh de energía suministrada según la ubicación, el modo de operación de almacenamiento y las suposiciones sobre la intensidad de carbono. [11]
El costo evitado nivelado 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 los Estados Unidos recomendó [13] que los costos nivelados de las fuentes no despachables, como la eólica o la solar, se comparen con el "costo evitado nivelado de la energía" (LACE, por sus siglas en inglés) en lugar de con el LCOE de las fuentes despachables, como los combustibles fósiles o la geotermia. El LACE es el costo evitado de otras fuentes dividido 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 el LACE y el LCOE se conoce como relación valor-costo. Cuando el LACE (valor) es mayor que el LCOE (costo), entonces la relación valor-costo es mayor que 1 y el proyecto se considera económicamente factible. [14]
El costo nivelado ajustado por valor de la electricidad (VALCOE) es una métrica ideada 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 demanda máxima.
La tasa de captura es el precio de mercado promedio ponderado por volumen (o precio de captura) que recibe una fuente dividido por el precio promedio ponderado por tiempo de la electricidad durante un período. [16] [17] [18] [19] Por ejemplo, una planta hidroeléctrica represada podría generar solo 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%. [19] Por lo general, cuanto más de un solo tipo de 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. [16] Puede haber restricciones si falta conectividad a la red en el área 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. [16]
Al calcular los costos, se deben considerar varios factores de costos internos. [20] 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 actual neto utilizando el valor temporal del dinero . Todos estos costos se agrupan utilizando el flujo de caja descontado . [21] [22]
Los costos de capital para la capacidad de generación de energía se expresan a menudo como costo nocturno por kilovatio. Los costos estimados son:
Los costos reales pueden diferir significativamente de esas estimaciones. El bloque 3 de Olkiluoto , que alcanzó su primera criticidad a fines de 2021, tuvo un costo nocturno para el consorcio de construcción (la empresa de servicios públicos pagó un precio fijo acordado cuando se firmó el acuerdo de solo 3.200 millones de euros) de 8.500 millones de euros y una capacidad eléctrica neta de 1,6 GW o 5.310 euros por kW de capacidad. [25] Mientras tanto, la central nuclear de Darlington en Canadá tuvo un costo 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. [26] 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 la construcción) y, por lo tanto, no es un "costo 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 el 10-20% para algunas aplicaciones eólicas y solares, llegando al rango del 50% para la energía eólica marina y finalmente por encima del 90% para las plantas de energía nuclear más confiables. [27] El factor de capacidad promedio de todas las plantas de energía nuclear comerciales en el mundo en 2020 fue del 80,3% (83,1% el año anterior), pero esto incluye plantas de energía nuclear de Generación II obsoletas y países como Francia que hacen funcionar sus plantas de energía nuclear después de la carga , lo que reduce el factor de capacidad. [28] Las plantas de energía de pico tienen factores de capacidad particularmente bajos, pero lo compensan vendiendo electricidad al precio más alto posible cuando la oferta no satisface la demanda de otra manera. [29]
El primer parque eólico marino alemán, Alpha Ventus, con una capacidad nominal de 60 MW, costó 250 millones de euros (tras una estimación inicial de 190 millones de euros ). [30] En 2012, produjo 268 GWh de electricidad, logrando un factor de capacidad de poco más del 50%. [31] Si se calcula el coste nocturno 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 en el sentido de que suele tener un bajo impacto sobre el suelo y es capaz de generar energía de base, así como calor y electricidad combinados . Sin embargo, dependiendo de la planta y las condiciones subterráneas, pueden liberarse al aire materiales radiactivos naturales como el radón . [32] Esto compensa parcialmente los costos relativamente altos por capacidad, que se citaron como 200 millones de dólares para la primera fase de 45 MW de la central geotérmica de Þeistareykir y un total de 330 millones de dólares para las dos primeras fases combinadas de 90 MW. Esto da un costo por kW de capacidad de 4.444 dólares si solo se considera la primera fase y de 3.667 dólares si se mantienen las estimaciones de costos para ambas fases juntas. [33] La fuente también dice que esta planta de energía es excepcionalmente rentable para la energía geotérmica y la geología única de Islandia hace del país uno de los mayores productores de energía geotérmica en todo el 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 . [34] Esto supone unos 531 euros por kW de capacidad. Sin embargo, debido a la perspectiva poco económica de operarla como central eléctrica de pico, los propietarios, poco después de abrir la planta en 2010, quisieron cerrarla. [35]
El LCOE de la energía eólica flotante aumenta con la distancia desde la costa. [36]
El parque fotovoltaico de Lieberose , uno de los mayores 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 [37] [38] o 3.031 euros por kW. Con una producción anual de unos 52 GWh (equivalentes 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 volvió a citar cuando se vendió el parque solar en 2010. [39]
El parque solar más grande del mundo hasta la fecha (2022) en Rajastán , 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 . [40] Esto equivale aproximadamente a 43681 rupias por kW.
Como se puede ver 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 están incluidos en el costo total. Además, los factores de capacidad y la intermitencia de ciertas fuentes de energía complican aún más los cálculos. Otro tema que a menudo se omite en los debates es la vida útil de las diversas centrales eléctricas: algunas de las centrales hidroeléctricas más antiguas existen desde hace más de un siglo, y las centrales nucleares que funcionan de forma continua durante cinco o seis décadas no son una rareza. Sin embargo, muchas turbinas eólicas de la primera generación ya han sido desmanteladas porque ya no pueden competir con las turbinas eólicas más modernas y/o ya no encajan en el entorno regulatorio actual. [ cita requerida ] Algunas de ellas ni siquiera tenían veinticinco años. Los paneles solares presentan un cierto envejecimiento, lo que limita su vida útil, pero aún no existen datos del mundo real sobre la vida útil esperada de los modelos más recientes.
Los costos de operación y mantenimiento incluyen los costos marginales de combustible, mantenimiento, operación, almacenamiento de desechos y desmantelamiento de una planta de generación de electricidad. Los costos de combustible tienden a ser más altos para la generación a partir de petróleo, seguido en orden por el carbón, el gas, la biomasa y el uranio. Debido a la alta densidad energética del uranio (o combustible MOX en plantas que utilizan esta alternativa al uranio) y el precio comparativamente bajo en el mercado mundial del uranio (especialmente cuando se mide en unidades de moneda por unidad de contenido energético), los costos de combustible solo representan una fracción de los costos operativos de las plantas de energía nuclear. En general, el equilibrio de costos entre los costos de capital y los costos operativos se inclina a favor de menores gastos operativos para las energías renovables y la nuclear y en la dirección opuesta para los combustibles fósiles.
Como la deuda soberana en los países de altos ingresos suele obtenerse a tasas de interés más bajas que los préstamos privados, la energía nuclear y renovable se vuelve significativamente más barata –también en comparación con las alternativas fósiles– cuanto mayor es la participación de la inversión estatal o de 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 (en particular, 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 combustible para búnker o diésel para la electrificación rural , ya que no necesita hidrocarburos importados y permite exportar los recursos de hidrocarburos (cuando están disponibles) en su lugar. [41] [42]
Las fluctuaciones a corto plazo de los precios de los combustibles pueden tener efectos significativos en el costo de 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 a menudo se abastecen con carbón disponible localmente o al menos en el país (esto es especialmente cierto en el caso del lignito , cuyo bajo grado y alto contenido de humedad hacen que su transporte a largas distancias sea antieconómico) y, por lo tanto, están menos sujetas a la influencia de los mercados mundiales. Si hay 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 de almacenamiento de uranio y la rareza del reabastecimiento (la mayoría de los reactores de agua presurizada cambiarán aproximadamente entre un cuarto y un tercio de su carga de combustible cada año y medio o dos años [43] [44] ), las fluctuaciones a corto plazo de los precios mundiales del uranio son un riesgo que absorben los proveedores de combustible, no los operadores de las centrales eléctricas. Sin embargo, las tendencias a largo plazo en el precio del uranio pueden tener un efecto de unas pocas décimas de centavo a uno o dos centavos por kilovatio-hora en el precio final de la energía nuclear. [45]
El factor más importante en los costos operativos tanto de la energía nuclear como de las renovables son los salarios locales; en la mayoría de los casos, estos 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 funcionan 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 de refrigeración , disponibilidad de sol o viento...). [46] [47] Sin embargo, en Francia, las plantas de energía nuclear que proporcionan alrededor del 70% de la demanda de electricidad se operan siguiendo la carga para estabilizar la red. Como gran parte de la calefacción de los hogares en Francia se suministra a través de medios eléctricos ( bombas de calor y calefacción resistiva ), existe una notable estacionalidad 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, algunas turbinas eólicas de dos décadas o más fueron cerradas después de dejar de recibir subsidios a las energías renovables debido a que el precio de mercado de la electricidad, de unos 0,03 euros por kWh, no cubría los costos marginales o solo los cubría mientras no fuera necesario un mantenimiento importante. [48] Por el contrario, después de ser totalmente depreciadas , las plantas de energía nuclear de Alemania (que entonces quedaban) fueron descritas en los informes de los medios de comunicación a lo largo de la década de 2010 y principios de la de 2020 como altamente rentables para sus operadores incluso sin subsidios gubernamentales directos. [49] [50] [51]
Muchos académicos, como Paul Joskow , han descrito los límites de la métrica del "costo nivelado de la electricidad" para comparar nuevas fuentes de generación. En particular, el LCOE ignora los efectos temporales asociados con la adecuación de la producción a la demanda. Esto sucede en dos niveles:
Las tasas de rampa (la velocidad con la que se puede aumentar o disminuir la potencia) pueden ser más rápidas para las centrales nucleares más modernas y la economía de las centrales nucleares difiere. [52] [53] Sin embargo, las tecnologías intensivas en capital como la eólica, la solar y la nuclear están en desventaja económica a menos que generen con la máxima disponibilidad, ya que el LCOE es casi todo 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. [54] Al mismo tiempo, las fuentes intermitentes pueden ser incluso más competitivas si están disponibles para producir cuando la demanda y los precios son más altos, como la solar durante los picos de mediodía del verano que se ven en los países cálidos donde el aire acondicionado es un importante consumidor. [55]
Otra limitación de la métrica LCOE es la influencia de la eficiencia energética y la conservación (EEC). [56] [ mejor fuente necesaria ] En la década de 2010, la EEC hizo que la demanda de electricidad de muchos países, como los EE. UU., [57] se mantuviera estable o disminuyera. [58] [59] 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. [60] Esto da como resultado un sistema solar requerido más pequeño de lo que se necesitaría sin las medidas EEC. 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. [ aclaración necesaria ] Se debe considerar todo el costo del ciclo de vida del sistema, no solo el LCOE de la fuente de energía. [56] El LCOE no es tan relevante para los usuarios finales como otras consideraciones financieras como los ingresos, el flujo de caja, la hipoteca, los arrendamientos, el alquiler y las facturas de electricidad. [56] Comparar las inversiones solares en relación con estas puede facilitar a los usuarios finales la toma de decisiones, o utilizar cálculos de costo-beneficio "y/o el valor de la capacidad de un activo o su contribución al pico a nivel de sistema o circuito". [56]
Por lo general, el precio de la electricidad proveniente 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. [61] Estos pueden incluir costos de habilitación, impactos ambientales, almacenamiento de energía, costos de reciclaje o efectos de accidentes que no están cubiertos por el seguro.
El rendimiento de los paneles solares suele estar garantizado durante 25 años y, a veces, 30. [62] Según un estudio de Harvard Business Review de 2021 , los costes de reciclaje de los paneles solares alcanzarán los 20-30 dólares por panel en 2035, lo que cuadruplicaría el LCOE de la energía solar fotovoltaica, pero solo si los paneles se sustituyen después de 15 años en lugar de los 30 años previstos. Si los paneles se sustituyen antes, esto supone un importante reto político porque, si el reciclaje se convierte en una obligación legal de los fabricantes (como ya ocurre en la UE ), reducirá drásticamente los márgenes de beneficio en este mercado ya de por sí competitivo. [63] Un estudio de la AIE de 2021 sobre la reparación de paneles antiguos para reutilizarlos en lugar de reciclarlos concluyó que la viabilidad financiera depende de factores específicos de cada país, como las tarifas de la red, pero que la reutilización solo es probable en el caso de la energía solar de servicios públicos, ya que los propietarios de tejados querrán hacer el mejor uso del espacio con nuevos paneles más eficientes. [64]
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 sobre 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 el daño al medio ambiente y a la salud humana, de la materia particulada , óxidos de nitrógeno , cromo VI , alcalinidad del agua de los ríos , envenenamiento por mercurio y emisiones de arsénico producidas por estas fuentes. Se estimó en el estudio que estos costos externos, aguas abajo, de los combustibles fósiles ascienden a entre el 1 y el 2% de todo el Producto Interno Bruto (PIB) de la UE , y esto fue antes de que se incluyera el costo externo del calentamiento global de estas fuentes. [65] [66] El carbón tiene el costo externo más alto en la UE, y el calentamiento global es la mayor parte de ese costo. [61] La energía sostenible evita o reduce en gran medida los costos futuros para la sociedad, como las enfermedades respiratorias . [67] [68] En 2022, la UE creó una taxonomía verde para indicar qué inversiones energéticas reducen dichos costos externos.
Una forma de abordar una parte de los costos externos de la generación de combustibles fósiles es la fijación de precios del carbono , el método preferido por los economistas para reducir las emisiones que contribuyen al calentamiento global. [69] La fijación de precios 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 de precios del carbono generalmente adopta la forma de un impuesto al carbono o un requisito para comprar permisos de emisión (también llamados "permisos").
Dependiendo de los supuestos de posibles accidentes y sus probabilidades, los costos externos de la energía nuclear varían significativamente y pueden alcanzar entre 0,2 y 200 ct/kWh. [70] Además, la energía nuclear está funcionando bajo un marco de seguros que limita o estructura las responsabilidades por accidentes de acuerdo con la Convención de París sobre responsabilidad civil de terceros en materia nuclear , la Convención suplementaria de Bruselas y la Convención de Viena sobre responsabilidad civil por daños nucleares [71] y en los EE. UU. la Ley Price-Anderson . A menudo se argumenta que este déficit potencial en la responsabilidad representa un costo externo no incluido en el costo de la electricidad nuclear; pero el costo es pequeño, ascendiendo a aproximadamente el 0,1% del costo nivelado de la electricidad, según un estudio de 2008. [72]
Estos costos que van más allá de los seguros para los peores escenarios no son exclusivos de la energía nuclear, ya que las plantas de energía hidroeléctrica tampoco están totalmente aseguradas contra eventos catastróficos como el colapso de una gran represa . Como las aseguradoras privadas basan las primas de seguro de represas en escenarios limitados, el seguro contra desastres mayores en este sector también lo proporciona el estado. [73] [ se necesita una mejor fuente ]
Dado que las externalidades son difusas en sus efectos, los costos externos no pueden medirse directamente, sino que deben estimarse.
Los distintos países cobran a las empresas generadoras de forma diferente por las externalidades negativas (como la contaminación) que generan. 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 fronterizo de las emisiones de carbono . [74] Alternativamente, los sistemas de comercio de emisiones (ETS) de los países importadores y exportadores pueden estar vinculados, [75] o los generadores de un país pueden estar sujetos al ETS de otro país (por ejemplo, los generadores de Irlanda del Norte están incluidos en el ETS de la UE ). [76]
Los cálculos a menudo no incluyen los costos más amplios del sistema asociados con cada tipo de planta, como las conexiones de transmisión de larga distancia a las redes o los costos de equilibrio y reserva. Los cálculos no necesariamente incluyen externalidades como el daño a la salud por las plantas de carbón, ni el efecto de las emisiones de gases de efecto invernadero en el cambio climático , la acidificación y eutrofización de los océanos y los cambios en las corrientes oceánicas . Los costos de desmantelamiento de las plantas de energía generalmente no se incluyen (las plantas de energía nuclear en los Estados Unidos son una excepción, porque el costo del desmantelamiento está incluido en el precio de la electricidad según la Ley de Política de Residuos Nucleares ), por lo tanto, no es contabilidad de costos completa . Este tipo de elementos se pueden agregar explícitamente según sea necesario según el propósito del cálculo.
Otros factores no financieros pueden incluir:
*Las estimaciones del LCOE para la energía nuclear de Lazard están "basadas en los costos estimados en ese momento de la planta Vogtle y centradas en Estados Unidos". [83]
En 2023, el Bank of America realizó un estudio LCOE en el que postuló que las estimaciones de LCOE existentes para energías renovables no tienen en cuenta los combustibles fósiles ni las baterías de respaldo y, por lo tanto, el costo nivelado de la electricidad en todo el sistema (LFSCOE) [86] sería una métrica más razonable para comparar fuentes en términos de proporcionar electricidad al consumidor las 24 horas del día, los 7 días de la semana. [87]
En marzo de 2021, Bloomberg New Energy Finance descubrió que "las energías renovables son la opción energética más barata para el 71% del PIB mundial y el 85% de la generación de energía mundial. Ahora es más barato construir un nuevo parque solar o eólico para satisfacer la creciente demanda de electricidad o reemplazar un generador que se retira, que construir una nueva planta de energía alimentada con combustibles fósiles. ... En términos de costos, la energía eólica y solar son la mejor opción económica en los mercados donde existen recursos de generación firmes y la demanda está creciendo". [85] : 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". [85] : 23 Sin embargo, BNEF no revela la metodología detallada ni los supuestos de cálculo del LCOE, aparte de declarar que "se deriva de fuentes públicas seleccionadas". [85] : 98 Los costos de los generadores de gas en horas pico 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. [88]
En diciembre de 2020, la AIE y la OCDE NEA publicaron un estudio conjunto sobre los costos proyectados de generación de electricidad , que analiza una amplia gama de tecnologías de generación de electricidad basadas en 243 centrales eléctricas en 24 países. La principal conclusión fue que "la generación con bajas emisiones de carbono se está volviendo cada vez más competitiva en términos de costos" y que "la nueva energía nuclear seguirá siendo la tecnología con bajas emisiones de carbono despachable con los costos esperados más bajos en 2025". El informe calculó el LCOE con una tasa de descuento asumida del 7% y ajustada a los costos sistémicos de generación. [84] 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. [89] Las principales conclusiones del informe: [90]
En octubre de 2020, la firma financiera Lazard comparó las fuentes de energía renovables y convencionales, incluida la comparación entre la generación existente y la nueva (véase la tabla). El estudio de Lazard asume "un 60% de deuda a una tasa de interés del 8% y un 40% de capital a un costo del 12%" para su cálculo del LCOE, pero no reveló la metodología ni la cartera de proyectos utilizada para calcular los precios. [91] En el estudio de 2023, Lazard explicó que sus estimaciones del LCOE para la energía nuclear se basan "en los costos estimados en ese momento de la planta de Vogtle y se centran en EE. UU." [83]
El quinto informe de evaluación del IPCC contiene cálculos del LCOE [81] para una amplia gama de fuentes de energía en los cuatro escenarios siguientes:
BNEF [92] estimó los siguientes costos de generación de electricidad en Australia: [93]
De la siguiente tabla se desprende que el coste de las energías renovables, en particular de la energía fotovoltaica, está disminuyendo muy rápidamente. En 2017, por ejemplo, el coste de la generación de electricidad a partir de energía fotovoltaica se redujo casi un 75 % en siete años. [94]
En el Reino Unido, en 2013 se fijó una tarifa de alimentación de 92,50 libras esterlinas/MWh a precios de 2012 (actualmente el equivalente a 131 euros/MWh) [107] 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 grandes plantas fotovoltaicas y eólicas marinas y por encima de las plantas eólicas terrestres. [108] [109] [110]
En Alemania, los procesos de licitación que se han llevado a cabo desde 2017 han dado lugar a importantes reducciones de costes. En una licitación para parques eólicos marinos, al menos un licitador 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 adjudicó fue de 6,00 ct/kWh. [111] 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 licitaciones para nuevos parques eólicos marinos en el Reino Unido, con costos tan bajos como 3,96 peniques por kWh (4,47 ct). [112]
Ese mismo año, en Portugal se licitaron plantas fotovoltaicas, donde el precio del proyecto más barato fue de 1,476 ct/kWh. [113]
A partir de 2022 [actualizar], el gas es la mayor fuente de electricidad con un 40%: [114] su coste varía y, al ser alto en carbono, provoca el cambio climático . [115] Por lo tanto, para reducir la proporción de gas, el gobierno subasta anualmente contratos por diferencia para construir capacidad de generación con bajas emisiones de carbono, principalmente eólica marina. [116] Antes de 2022, estos generadores siempre habían recibido pagos de los proveedores de electricidad, pero ese año comenzaron a realizar pagos. [117] En otras palabras, las energías renovables quedaron libres de subsidios, [118] en parte debido a la caída del costo de la energía eólica marina. [119] En lugar de gas, las semanas oscuras aún se pueden suministrar con energía hidroeléctrica noruega [120] o nuclear. Como muchos de los reactores nucleares existentes de Gran Bretaña se retirarán pronto, el gobierno espera que se puedan desarrollar pequeños reactores modulares rentables . [114]
La Agencia Internacional de la Energía y EDF han estimado los siguientes costos. Para la energía nuclear, incluyen los costos debidos a nuevas inversiones de seguridad para modernizar la planta nuclear francesa después del desastre nuclear de Fukushima Daiichi ; el costo 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 un lugar favorable (como en el sur de Europa). Para una pequeña planta doméstica que puede producir alrededor de 3 MWh/año, el costo es de entre 400 y 700 €/MWh, dependiendo de la ubicación. La energía solar fue, con mucho, la fuente de electricidad renovable más cara entre las tecnologías estudiadas, aunque el aumento de la eficiencia y la mayor vida útil de los paneles fotovoltaicos junto con los costos de producción reducidos han hecho que esta fuente de energía sea más competitiva desde 2011. Para 2017, el costo de la energía solar fotovoltaica había disminuido a menos de 50 €/MWh.
El Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar publica estudios que comparan el coste de distintos estilos de producción de energía. Los valores para las instalaciones fotovoltaicas se basan en el coste medio entre el norte y el sur de Alemania. Los informes diferencian entre ambos y ofrecen más detalles. [123]
El LCOE de los sistemas fotovoltaicos con baterías 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 costos de la energía fotovoltaica, los costos de la batería (500 a 1200 EUR/kWh) y la irradiación solar variable . Para los sistemas fotovoltaicos de mayor tamaño en tejados con almacenamiento en baterías, la batería cuesta entre 600 y 1000 EUR/kWh. Para los sistemas fotovoltaicos montados en el suelo con almacenamiento en baterías, se supusieron costos de inversión para el almacenamiento en baterías 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 incurren en costos de desarrollo del proyecto, gestión del proyecto e infraestructura. El rango de costos 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 gran escala de 2000 a 2018 se han obtenido utilizando la producción general de electricidad renovable variable de los países del Medio Oriente y 81 proyectos examinados.
A partir de marzo de 2021, [actualizar]para los proyectos que comiencen a generar electricidad en Turquía a partir de energía renovable en julio, las tarifas de alimentación en liras por kWh son: eólica y solar 0,32, hidroeléctrica 0,4, geotérmica 0,54 y varias tarifas para diferentes tipos de biomasa: para todos ellos también hay una bonificación de 0,08 por kWh si se utilizan componentes locales. [126] Las tarifas se aplicarán durante 10 años y la bonificación local durante 5 años. [126] Las tarifas las determina la presidencia, [127] y el plan reemplaza las tarifas de alimentación anteriores denominadas en dólares estadounidenses para la energía renovable. [128]
Un estudio realizado en 2010 por el gobierno japonés (antes del desastre de Fukushima), llamado Libro Blanco de la Energía, [129] concluyó que el costo 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 nuclear.
Sin embargo, Masayoshi Son , un defensor de las energías renovables , ha señalado que las estimaciones del gobierno para la energía nuclear no incluían los costos de reprocesamiento del combustible ni la responsabilidad del seguro contra desastres. Son estimó que si se incluían estos costos, el costo de la energía nuclear sería aproximadamente el mismo que el de la energía eólica. [130] [131] [132]
Más recientemente, el costo de la energía solar en Japón ha disminuido a entre ¥13,1/kWh y ¥21,3/kWh (en promedio, ¥15,3/kWh, o $0,142/kWh). [133]
El costo de un módulo solar fotovoltaico constituye la mayor parte de los costos totales de inversión. Según el reciente análisis de los costos de generación de energía solar en Japón en 2021, los precios unitarios de los módulos cayeron drásticamente. En 2018, el precio promedio estaba cerca de los 60.000 yenes/kW, pero para 2021 se estima que será de 30.000 yenes/kW, por lo que el costo se reducirá casi a la mitad.
Desde 2010, la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) ha publicado la Perspectiva Energética Anual (AEO), con proyecciones anuales de LCOE para futuras instalaciones a gran escala que se pondrán en funcionamiento en aproximadamente cinco años.
Los siguientes datos son del Panorama Energético Anual de la Administración de Información Energética (EIA) publicado en 2020 (AEO2020). Están en dólares por megavatio-hora (USD/MWh de 2019). Estas cifras son estimaciones para plantas que entrarán en servicio en 2025, sin incluir créditos fiscales, subsidios u otros incentivos. [134] El LCOE a continuación se calcula con base en un período de recuperación de 30 años utilizando un costo de capital promedio ponderado (WACC) real después de impuestos del 6,1%. Para las tecnologías intensivas en carbono, se agregan 3 puntos porcentuales al WACC. (Esto es aproximadamente equivalente a una tarifa de $15 por tonelada métrica de dióxido de carbono CO2 ) . Se esperaría que los créditos fiscales federales y varios programas de incentivos estatales y locales reduzcan algunos de estos valores de LCOE. Por ejemplo, la EIA espera que el programa de crédito fiscal a la inversión federal reduzca el LCOE promedio ponderado por capacidad de la energía solar fotovoltaica construida en 2025 en $2,41 adicionales, a $30,39.
Las fuentes de electricidad que tuvieron la mayor disminución en los costos estimados durante el período 2010 a 2019 fueron la solar fotovoltaica (bajando 88%), la eólica terrestre (bajando 71%) y el ciclo combinado avanzado de gas natural (bajando 49%).
En 2015, la EIA estimó que, para la generación a gran escala que se pondría en servicio en 2040, se producirían nuevas reducciones en el costo en dólares constantes de la energía solar concentrada (CSP) (una reducción del 18 %), la energía solar fotovoltaica (una reducción del 15 %), la energía eólica marina (una reducción del 11 %) y la energía nuclear avanzada (una reducción del 7 %). Se esperaba que el costo de la energía eólica terrestre aumentara ligeramente (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 mismo período. [135]
Nota : El LCOE proyectado se ajusta a la inflación y se calcula en dólares constantes sobre la base de los dos años anteriores al año de publicación de la estimación.
Las estimaciones se dan sin ningún subsidio. El costo de transmisión para fuentes no despachables es, en promedio, mucho más alto. NB = "No construido" (no se esperan adiciones de capacidad).
El uso de LACE junto con LCOE y LCOS proporciona una indicación más intuitiva de la competitividad económica para cada tecnología que cualquiera de las métricas por separado cuando hay varias tecnologías disponibles para satisfacer la carga.
la temperatura aumenta más allá de los límites de diseño. . . . Por lo tanto, el MSR tiene una importante capacidad de seguimiento de carga donde la abstracción de calor reducida a través de los tubos de la caldera conduce a una mayor 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 vivienda residencial o una propiedad inmobiliaria comercial), administramos, producimos y consumimos electricidad pueden, en realidad, 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 planeando una nueva y gran planta de energía central, desea obtener el mejor valor (es decir, el LCOE más bajo) posible. En cuanto al costo de cualquier activo generador de energía, esto se logra maximizando la cantidad de kWh que produce durante su vida útil económica, lo que va exactamente en contra de la eficiencia energética altamente rentable que ha sido una fuerza impulsora detrás de la demanda de electricidad estancada e incluso en descenso del país. Por otro lado, planificar nuevas grandes centrales eléctricas sin tener en cuenta las ganancias continuas de 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 eficiencia energética identificó un mercado anual de $ 231-300 mil millones para 2020) corre el riesgo de sobreestimar la cantidad de kWh que necesitaríamos de ellas y, por lo tanto, subestimar su LCOE... Si soy propietario de una casa o una empresa que está considerando comprar directamente paneles solares en el techo, ¿me importa más el valor por unidad (LCOE) o mi desembolso total (costo de vida útil del sistema)?... El valor por unidad es menos importante que el conjunto... El LCOE, por ejemplo, no tiene en cuenta el momento del día en el que un activo puede producir energía, dónde se puede instalar en la red y su intensidad de carbono, entre muchas otras variables. Es por eso que, además del [costo evitado nivelado de energía (LACE)], las empresas de servicios públicos y otras partes interesadas del sistema eléctrico... han utilizado cálculos de costo/beneficio y/o el valor de la capacidad de un activo o su contribución para alcanzar el pico a nivel de sistema o circuito.
.... la generación de energía eléctrica basada en la combustión ineficiente de carbón y combustible diésel [provoca] contaminación del aire y emisiones que provocan el cambio climático.
Basado en los costos estimados en ese momento de la Planta Vogtle y centrados en EE. UU.
