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La firma de asesoría financiera Lazard publicó hace unos días la undécima edición de su análisis sobre los costes nivelados (LCOE) de la energía. El informe muestra que los costes de las energías renovables continúan cayendo en comparación con las tecnologías de generación convencionales y que las energías eólica y solar pueden competir con casi cualquier fuente de generación convencional, incluidos los ciclos combinados de gas, pero también revela que las mejoras en los costes de estas fuentes renovables intermitentes están disminuyendo.

Los LCOE de la energía solar a gran escala cayeron en un 86% en los últimos ocho años. Para el eólica, la cifra fue del 67%. Pero la mayoría de estas reducciones tuvieron lugar en los primeros cuatro años en estudio. Si se consideran los últimos cuatro años, los LCOE de la fotovoltaica a gran escala cayeron un 36% y la eólica lo hizo en un 24%. Y al comparar el dato de 2017 con el del año pasado, las reducciones de los LCOE fueron del 9% para la energía solar y del 4% para la energía eólica.

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Para la energía solar comercial y a escala industrial, los costes cayeron un 8% en los últimos cuatro años y menos del 1% en el último año.

Dado que las energías solar y eólica a gran escala ya tienen LCOE más bajos que la generación convencional, este estancamiento podría no parecer un gran problema. El problema es que ni la solar fotovoltaica ni la eólica pueden generarse a voluntad y añadir almacenamiento a las energías renovables a menudo elimina la ventaja del coste.

Como ejemplo, Lazard calculó que la fotovoltaica de silicio cristalino a gran escala ahora tiene un rango de LCOE de 46 a 53 dólares por megavatio-hora de generación, menos que el coste nivelado más bajo para carbón, que es de 60 dólares, o del gas natural, que es de 68 dólares. Pero añadir una batería e inversores bidireccionales al sistema fotovoltaico para entregar 10 horas de almacenamiento con un factor de capacidad del 52% eleva el coste hasta 82 dólares / MWh.

El próximo reto para las energías renovables, por tanto, será ganar en competitividad a la generación tradicional incluso con almacenamiento.

Dado que la reducción de los costes de la energía eólica y la solar se está desacelerando, la clave estará en cuánto puedan caer los costes adicionales de almacenamiento. Con este fin, la undécima edición del análisis de los LCOE de Lazard se ha publicado al tiempo que la tercera edición de su informe de los costes normalizados del almacenamiento (LCOS).

Los LCOS, sin embargo, resultan ser una medida resbaladiza. Mientras que los LCOE son esencialmente un cálculo de los costes de generación de electricidad en determinadas condiciones, los LCOS deben tener en cuenta el valor de la energía almacenada cuando se descarga de nuevo en el sistema eléctrico.

Este valor puede variar ampliamente dependiendo de cuántas funciones esté llevando a cabo la energía y el valor de cada una. “El total de todas las corrientes de valor potenciales disponibles para un sistema dado define el coste económico máximo viable para ese sistema”, dice el informe.

“Es importante destacar que las fuentes incrementales de ingresos solo pueden estar disponibles a medida que los costes disminuyen por debajo de cierto valor. En muchos casos, las normas regulatorias locales no están disponibles para recompensar al propietario de un proyecto de almacenamiento de energía para proporcionar todas las posibles fuentes de ingresos”.

El estudio de los LCOS de Lazard abarcó casos de sustitución en horas pico, distribución, microrredes, uso comercial y residencial, y se limitó a tres categorías de tecnologías de almacenamiento de energía: baterías de flujo, baterías de plomo-ácido y baterías de ion-litio.

El análisis encontró que las baterías de flujo de vanadio podrían alcanzar unos LCOS mínimos de 184 dólares por megavatio-hora (MWh) para aplicaciones en la red de distribución y de 209 dólares / MWh como respaldo en los picos de la demanda, por debajo de las de ion-litio cuyos LCOS serán de 272 y 282 dólares / MWh, respectivamente.

Pero el ion-litio tuvo la mejor perspectiva de reducción de costes de capital, dijo Lazard. La empresa espera que las baterías de ion-litio caerán un 36% en los próximos cinco años, en comparación con el 28% de las baterías de flujo de bromuro de zinc y el 19% de las de vanadio.

¿Estas reducciones de costes permitirán que el almacenamiento y las energías renovables intermitentes superen a la generación tradicional a corto plazo? Lazard no cree que sea así. “Aunque la energía alternativa es cada vez más competitiva en términos de costes y la tecnología de almacenamiento es muy prometedora, los sistemas de energía alternativa por sí solos no serán capaces de satisfacer las necesidades de generación de carga base de una economía desarrollada en un futuro previsible“, dice el informe.

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