Custo da eletricidade por fonte - Cost of electricity by source
Diferentes métodos de geração de eletricidade podem incorrer em custos significativamente diferentes, e esses custos podem ocorrer em momentos significativamente diferentes em relação a quando a energia é usada. Os custos incluem o capital inicial e os custos de operação contínua , combustível e manutenção , bem como os custos de desativação e reparação de qualquer dano ambiental. Os cálculos desses custos podem ser feitos no ponto de conexão a uma carga ou à rede elétrica, de forma que podem ou não incluir os custos de transmissão.
Para comparar métodos diferentes, é útil comparar os custos por unidade de energia, que normalmente é dado por quilowatt-hora ou megawatt-hora . Esse tipo de cálculo ajuda os formuladores de políticas, pesquisadores e outros a orientar as discussões e a tomada de decisões, mas geralmente é complicado pela necessidade de levar em conta as diferenças de tempo por meio de uma taxa de desconto . O consenso dos recentes estudos globais importantes sobre custos de geração é que a energia eólica e solar são as fontes de eletricidade de menor custo disponíveis hoje.
Métricas de custo por unidade
Custo nivelado de eletricidade
O custo nivelado de energia (LCOE) é uma medida de uma fonte de energia que permite a comparação de diferentes métodos de geração de eletricidade de forma consistente. O LCOE também pode ser considerado como o preço mínimo constante pelo qual a eletricidade deve ser vendida para atingir o ponto de equilíbrio durante a vida útil do projeto. Isso pode ser aproximadamente calculado como o valor presente líquido de todos os custos durante a vida útil do ativo dividido por um total devidamente descontado da produção de energia do ativo durante essa vida útil.
Normalmente, o LCOE é calculado ao longo da vida útil do projeto de uma planta, que geralmente é de 20 a 40 anos. No entanto, deve-se ter cuidado ao comparar diferentes estudos de LCOE e as fontes de informação, uma vez que o LCOE para uma determinada fonte de energia é altamente dependente das premissas, prazos de financiamento e desenvolvimento tecnológico analisados. Em particular, a suposição do fator de capacidade tem impacto significativo no cálculo do LCOE. Assim, um requisito fundamental para a análise é uma declaração clara da aplicabilidade da análise com base em suposições justificadas.
Custo evitado
Em 2014, a Administração de Informação de Energia dos Estados Unidos recomendou que os custos nivelados de fontes não despacháveis , como eólica ou solar, fossem comparados ao "custo nivelado evitado de energia" (LACE) em vez do LCOE de fontes despacháveis, como combustíveis fósseis ou geotérmicos . LACE são os custos evitados de outras fontes divididos pela produção anual anual da fonte não despachável. O EIA formulou a hipótese de que as fontes de energia flutuantes podem não evitar os custos de capital e de manutenção de fontes despacháveis de backup. O rácio de LACE para LCOE é referido como o rácio valor-custo. Quando LACE (valor) é maior que LCoE (custo), então a relação valor-custo é maior que 1, e o projeto é considerado economicamente viável.
Fatores de custo
Ao calcular os custos, vários fatores de custo internos devem ser considerados. Observe o uso de "custos", que não é o preço de venda real, uma vez que pode ser afetado por uma variedade de fatores, como subsídios e impostos:
- Os custos de capital (incluindo resíduos e eliminação de desmantelamento custos de energia nuclear) - tendem a ser baixas para gás e óleo centrais ; moderado para turbinas eólicas onshore e solar fotovoltaica (fotovoltaica); mais alto para usinas de carvão e mais alto ainda para resíduos de energia , ondas e marés , energia solar térmica , eólica offshore e nuclear .
- Custos de combustível - altos para fontes de combustível fóssil e biomassa, baixos para nuclear e zero para muitas fontes renováveis. Os custos de combustível podem variar de forma um tanto imprevisível ao longo da vida do equipamento de geração, devido a fatores políticos e outros.
- Fatores como os custos de resíduos (e questões associadas) e diferentes custos de seguro não estão incluídos no seguinte: Energia de trabalho, uso próprio ou carga parasita - ou seja, a parte da energia gerada realmente usada para fazer funcionar as bombas e ventiladores da estação tem para ser permitido.
Para avaliar o custo total de produção de eletricidade, os fluxos de custos são convertidos para um valor presente líquido usando o valor do dinheiro no tempo . Esses custos são todos reunidos usando o fluxo de caixa descontado .
Custos de capital
Para a capacidade de geração de energia, os custos de capital são freqüentemente expressos como custo noturno por watt. Os custos estimados são:
- usina de ciclo combinado de gás / óleo - $ 1000 / kW (2019)
- turbina de combustão - $ 710 / kW (2020)
- vento onshore - $ 1600 / kW (2019)
- vento offshore - $ 6.500 / kW (2019)
- solar PV (fixo) - $ 1.060 / kW (utilitário), $ 1.800 / kW (2019)
- solar PV (rastreamento) - $ 1130 / kW (utilitário) $ 2.000 / kW (2019)
- energia de armazenamento da bateria - $ 1380 / kW (2020)
- energia hidrelétrica convencional - $ 2.752 / kW (2020)
- geotérmica - $ 2.800 / kW (2019)
- carvão (com controles de SO2 e NOx) - $ 3.500-3800 / kW
- nuclear avançado - $ 6.000 / kW (2019)
- células de combustível - $ 7200 / kW (2019)
Custos de funcionamento
Os custos operacionais incluem o custo de qualquer combustível, custos de manutenção, custos de reparo, salários, manuseio de quaisquer resíduos, etc.
Os custos do combustível podem ser dados por kWh e tendem a ser mais altos para a geração a óleo, com o carvão sendo o segundo e o gás sendo mais barato. O combustível nuclear é muito mais barato por kWh.
Custos de correspondência de mercado
Muitos estudiosos, como Paul Joskow , descreveram limites para a métrica de "custo nivelado de eletricidade" para comparar novas fontes de geração. Em particular, o LCOE ignora os efeitos do tempo associados à correspondência entre a produção e a demanda. Isso acontece em dois níveis:
- Dispatchability, a capacidade de um sistema de geração de ficar online, ficar offline ou aumentar ou diminuir rapidamente conforme a demanda oscila.
- Até que ponto o perfil de disponibilidade corresponde ou conflita com o perfil de demanda do mercado.
Tecnologias termicamente letárgicas, como carvão e nuclear de combustível sólido, são fisicamente incapazes de aumentar rapidamente. No entanto, muitos projetos de reatores nucleares de combustível derretido Geração 4 serão capazes de aumentar rapidamente porque (A) o veneno de nêutron xenônio-135 pode ser removido do reator enquanto ele funciona, não deixando a necessidade de compensar as concentrações de xenônio-135 e (B) os grandes coeficientes de reatividade térmicos e vazios negativos reduzem ou aumentam automaticamente a saída de fissão conforme o combustível derretido aquece ou esfria, respectivamente. No entanto, as tecnologias de capital intensivo, como eólica, solar e nuclear, são economicamente prejudicadas, a menos que gerem disponibilidade máxima, uma vez que o LCOE é quase todo investimento de capital de custo irrecuperável. As redes com grandes quantidades de fontes de energia intermitentes , como eólica e solar, podem incorrer em custos extras associados à necessidade de ter armazenamento ou geração de backup disponível. Ao mesmo tempo, as fontes intermitentes podem ser ainda mais competitivas se estiverem disponíveis para produzir quando a demanda e os preços são mais altos, como a energia solar durante os picos do meio-dia no verão, vistos em países quentes, onde o ar condicionado é um grande consumidor. Apesar dessas limitações de tempo, o nivelamento de custos é muitas vezes um pré-requisito necessário para fazer comparações em pé de igualdade antes que os perfis de demanda sejam considerados, e a métrica de custo nivelado é amplamente usada para comparar tecnologias na margem, onde as implicações da rede da nova geração podem ser negligenciadas .
Outra limitação da métrica LCOE é a influência da eficiência e conservação de energia (EEC). O EEC fez com que a demanda de eletricidade de muitos países permanecesse estável ou diminuísse. Considerar apenas o LCOE para usinas em escala de serviço público tenderá a maximizar a geração e os riscos superestimará a geração necessária devido à eficiência, tornando assim "lowball" seu LCOE. Para sistemas solares instalados no ponto de uso final, é mais econômico investir primeiro no EEC e depois no solar. Isso resulta em um sistema solar requerido menor do que o que seria necessário sem as medidas da CEE. No entanto, projetar um sistema solar com base no LCOE faria com que o LCOE do sistema menor aumentasse, pois a geração de energia cai mais rápido do que o custo do sistema. Todo o custo do ciclo de vida do sistema deve ser considerado, não apenas o LCOE da fonte de energia. O LCOE não é tão relevante para os usuários finais do que outras considerações financeiras, como receita, fluxo de caixa, hipoteca, leasing, aluguel e contas de eletricidade. Comparar os investimentos solares em relação a estes pode tornar mais fácil para os usuários finais tomarem uma decisão, ou usando cálculos de custo-benefício "e / ou valor de capacidade de um ativo ou contribuição para pico em um nível de sistema ou circuito".
Custos externos de fontes de energia
Normalmente, o preço da eletricidade de várias fontes de energia pode não incluir todos os custos externos - ou seja, os custos indiretamente suportados pela sociedade como um todo como consequência do uso dessa fonte de energia. Isso pode incluir custos de habilitação, impactos ambientais, tempo de vida de uso, armazenamento de energia, custos de reciclagem ou efeitos de acidentes além do seguro.
A Administração de Informações de Energia dos Estados Unidos prevê que carvão e gás serão usados continuamente para fornecer a maior parte da eletricidade do mundo. Espera-se que isso resulte na evacuação de milhões de casas em áreas baixas e em um custo anual de centenas de bilhões de dólares em danos à propriedade.
De acordo com um estudo de 2021 da Harvard Business Review , os custos de reciclagem de painéis solares chegarão a US $ 20-30 por painel em 2035, o que aumentaria o LCOE quatro vezes para energia solar fotovoltaica, o que representa um desafio político significativo, porque se a reciclagem for uma obrigação legal dos fabricantes reduzirá drasticamente as margens de lucro neste mercado já competitivo e, do contrário, grandes quantidades de painéis contendo metais pesados tóxicos podem acabar em aterros sanitários sem processamento. De acordo com o estudo IRENA 2016, estima-se que a quantidade de resíduos relacionados com a energia fotovoltaica aumente em 78 milhões de toneladas até 2050.
Um estudo de pesquisa financiado pela UE conhecido como ExternE, ou Externalidades de Energia, realizado durante o período de 1995 a 2005, concluiu que o custo de produção de eletricidade a partir de carvão ou petróleo dobraria em relação ao seu valor atual, e o custo de produção de eletricidade a partir de gás aumentaria em 30% se os custos externos, como danos ao meio ambiente e à saúde humana, provenientes do material particulado , óxidos de nitrogênio , cromo VI , alcalinidade da água dos rios , envenenamento por mercúrio e emissões de arsênio produzidos por essas fontes, fossem considerados. Estimou-se no estudo que estes custos externos, a jusante, dos combustíveis fósseis chegam a 1% –2% de todo o Produto Interno Bruto (PIB) da UE , e isto foi antes de o custo externo do aquecimento global proveniente destas fontes ser sequer incluído . O carvão tem o maior custo externo da UE e o aquecimento global é a maior parte desse custo.
Um meio de abordar uma parte dos custos externos da geração de combustível fóssil é a precificação do carbono - o método mais preferido pelos economistas para reduzir as emissões do aquecimento global. O preço do carbono cobra aqueles que emitem dióxido de carbono por suas emissões. Essa cobrança, chamada de “preço do carbono”, é o valor que deve ser pago pelo direito de emitir uma tonelada de dióxido de carbono na atmosfera. A precificação do carbono geralmente assume a forma de um imposto sobre o carbono ou uma exigência de compra de licenças de emissão (também chamadas de "licenças").
Dependendo dos pressupostos de possíveis acidentes e das suas probabilidades, os custos externos da energia nuclear variam significativamente e podem atingir entre 0,2 e 200 ct / kWh. Além disso, a energia nuclear está trabalhando sob uma estrutura de seguro que limita ou estrutura as responsabilidades por acidentes de acordo com a convenção de Paris sobre responsabilidade nuclear de terceiros , a convenção suplementar de Bruxelas e a convenção de Viena sobre responsabilidade civil por danos nucleares e nos Estados Unidos o preço -Anderson Act . Freqüentemente, argumenta-se que esse déficit potencial no passivo representa um custo externo não incluído no custo da eletricidade nuclear; mas o custo é pequeno, chegando a cerca de 0,1% do custo nivelado da eletricidade, de acordo com um estudo da CBO.
Esses custos além do seguro para os piores cenários não são exclusivos da energia nuclear, já que as usinas hidrelétricas também não são totalmente seguradas contra eventos catastróficos, como o rompimento de uma grande barragem . Por exemplo, o desastre da barragem Banqiao em 1975 levou as casas de 11 milhões de pessoas e matou entre 26.000 e 230.000. Como as seguradoras privadas baseiam os prêmios de seguro de barragens em cenários limitados, o seguro contra grandes desastres neste setor também é fornecido pelo estado.
Como as externalidades são difusas em seus efeitos, os custos externos não podem ser medidos diretamente, mas devem ser estimados. Uma abordagem para estimar os custos externos do impacto ambiental da eletricidade é a Convenção Metodológica da Agência Federal do Meio Ambiente da Alemanha. Esse método chega a custos externos de eletricidade de linhita a 10,75 Eurocent / kWh, de carvão duro 8,94 Eurocent / kWh, de gás natural 4,91 Eurocent / kWh, de fotovoltaico 1,18 Eurocent / kWh, de vento 0,26 Eurocent / kWh e de hidro 0,18 Eurocent / kWh. Para o nuclear, a Agência Federal do Meio Ambiente não indica nenhum valor, pois diferentes estudos têm resultados que variam por um fator de 1.000. Recomenda o nuclear dada a enorme incerteza, com o custo da próxima fonte de energia inferior a avaliar. Com base nessa recomendação, a Agência Federal do Meio Ambiente, e com método próprio, o Fórum Ecológico-Social da Economia de Mercado, chega a custos ambientais externos da energia nuclear de 10,7 a 34 ct / kWh.
Fatores de custo adicionais
Os cálculos geralmente não incluem custos de sistema mais amplos associados a cada tipo de planta, como conexões de transmissão de longa distância para redes ou custos de balanceamento e reserva. Os cálculos não incluem externalidades como danos à saúde causados por usinas de carvão, nem o efeito das emissões de CO 2 na mudança climática , acidificação e eutrofização dos oceanos , mudanças nas correntes oceânicas . Os custos de descomissionamento de usinas de energia geralmente não são incluídos (usinas de energia nuclear nos Estados Unidos são uma exceção, porque o custo de descomissionamento está incluído no preço da eletricidade de acordo com a Lei de Política de Resíduos Nucleares ), portanto, não é contabilização de custos total . Esses tipos de itens podem ser adicionados explicitamente conforme necessário, dependendo da finalidade do cálculo. Tem pouca relação com o preço real do poder, mas auxilia os formuladores de políticas e outros a orientar as discussões e a tomada de decisões.
Estes não são fatores menores, mas afetam significativamente todas as decisões de poder responsável:
- As comparações das emissões de gases de efeito estufa do ciclo de vida mostram que o carvão, por exemplo, é radicalmente mais alto em termos de GEEs do que qualquer alternativa. Consequentemente, na análise abaixo, o carvão de carbono capturado é geralmente tratado como uma fonte separada, em vez de ser calculado com outro carvão.
- Outras preocupações ambientais com a geração de eletricidade incluem chuva ácida , acidificação dos oceanos e efeito da extração de carvão nas bacias hidrográficas.
- Vários problemas de saúde humana com geração de eletricidade, incluindo asma e poluição , agora dominam as decisões nas nações desenvolvidas que incorrem publicamente em custos de saúde. Um estudo da Harvard University Medical School estima os custos de saúde do carvão nos Estados Unidos entre 300 e 500 bilhões de dólares por ano.
- Embora o custo por kWh de transmissão varie drasticamente com a distância, os projetos longos e complexos necessários para liberar ou até mesmo atualizar as rotas de transmissão tornam novos suprimentos atraentes, muitas vezes não competitivos com medidas de conservação (veja abaixo), porque o tempo de pagamento deve levar em conta a atualização da transmissão .
Estudos Globais
Fonte | Solar (utilitário) | Vento em terra | Gás CC | Geotérmico | Vento offshore | Carvão | Nuclear | Pico de gás | Armazenamento (1: 4) |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
NEA 2020 ( com taxa de desconto de 7% ) | 54 | 50 | 92 | 100 | 88 | 114 | 68 | ||
NEA 2018 ( com taxa de desconto de 3% ) | 100 | 60 | 100 | 135 | 90 | 55 | |||
IPCC 2018 ( com taxa de desconto de 5% ) | 110 | 59 | 71 | 60 | 120 | 61 | 65 | ||
BNEF 2021 | 39 | 41 | 79 | 132 | |||||
Lazard 2020 | 36 | 40 | 59 | 80 | 86 | 112 | 164 | 175 | 189 |
IRENA 2020 | 68 | 53 | 73 | 113 | |||||
Lazard (intervalos) | 29-42 | 26-54 | 44-73 | 59-101 | 86 | 65-159 | 129-198 | 151-198 | 132-245 |
BNEF (2021)
Em março de 2021, a Bloomberg New Energy Finance descobriu que "as energias renováveis são a opção de energia mais barata para 71% do PIB global e 85% da geração de energia global. Agora é mais barato construir um novo parque solar ou eólico para atender à crescente demanda de eletricidade ou substituir um gerador obsoleto do que construir uma nova usina de energia movida a combustível fóssil. ... Com base no custo, a energia eólica e a solar são a melhor escolha econômica em mercados onde existem recursos sólidos de geração e a demanda está crescendo. " Eles relataram ainda que "o custo nivelado de energia dos sistemas de armazenamento de bateria de íon-lítio é competitivo com muitos geradores de pico de demanda." O BNEF não divulgou a metodologia detalhada e as premissas de cálculo do LCOE, além de declarar que foi “derivado de fontes públicas selecionadas”.
NEA (2020)
Em dezembro de 2020, a OCDE NEA publicou o estudo Custos Projetados de Geração de Eletricidade , que examina uma ampla gama de tecnologias de geração de eletricidade com base em 243 usinas em 24 países. A principal descoberta foi que "a geração de baixo carbono está se tornando cada vez mais competitiva em termos de custos" e "a nova energia nuclear continuará sendo a tecnologia de baixo carbono despachável com os custos mais baixos esperados em 2025". O relatório calculou o LCOE com taxa de desconto assumida de 7% e ajustado para custos sistêmicos de geração.
Lazard (2020)
Em outubro de 2020, o banco de investimento Lazard comparou as fontes renováveis e convencionais de energia, incluindo a comparação entre a geração existente e a nova (ver tabela). O estudo da Lazard assume "60% de dívida a 8% de taxa de juros e 40% de capital a 12% de custo" para o cálculo do LCOE.
IRENA (2020)
A Agência Internacional de Energia Renovável (IRENA) divulgou um estudo de custos de geração de energia renovável de 2019 com base em que "novos projetos solares e eólicos estão reduzindo as usinas a carvão mais baratas existentes". Nenhum dado para fontes não renováveis é apresentado no relatório. O estudo IRENA assume 7,5% de custo de capital nos países da OCDE e 10% na China para os cálculos do LCOE.
IPCC (2018)
O Quinto Relatório de Avaliação do IPCC contém cálculos LCOE para uma ampla gama de fontes de energia nos quatro cenários a seguir:
- 10% WACC , horas de alta carga total (FLH), sem imposto de carbono
- 5% WACC , alto FLH, sem imposto de carbono - cenário apresentado na tabela acima
- 10% WACC , baixo FLH, sem imposto de carbono
- 10% WACC , alto FLH, imposto de carbono de $ 100 / tCO2eq
OCDE (2018)
OECD NEA contém cálculos LCOE para três taxas de desconto - 3%, 7% e 10%. O cenário de 3% é apresentado acima.
Estudos regionais
Austrália
A BNEF estimou os seguintes custos para geração de eletricidade na Austrália:
Fonte | Solar | Vento em terra | Gás CC | Vento mais armazenamento | Solar mais armazenamento | Armazenamento (4 horas) | Pico de gás |
---|---|---|---|---|---|---|---|
Média $ US / MWh | 47 | 58 | 81 | 87 | 118 | 156 | 228 |
França
A Agência Internacional de Energia e a EDF estimaram para 2011 os seguintes custos. Para a energia nuclear, eles incluem os custos devido a novos investimentos em segurança para atualizar a usina nuclear francesa após o desastre nuclear de Fukushima Daiichi ; o custo desses investimentos é estimado em 4 € / MWh. No que diz respeito à energia solar, a estimativa de 293 € / MWh é para uma grande usina capaz de produzir na faixa de 50–100 GWh / ano localizada em uma localização favorável (como no Sul da Europa). Para uma pequena central doméstica que pode produzir cerca de 3 MWh / ano, o custo é entre 400 e 700 € / MWh, dependendo da localização. A energia solar foi de longe a fonte renovável de eletricidade mais cara entre as tecnologias estudadas, embora o aumento da eficiência e maior vida útil dos painéis fotovoltaicos, juntamente com custos de produção reduzidos, tenham tornado esta fonte de energia mais competitiva desde 2011. Em 2017, o custo da energia solar fotovoltaica a potência diminuiu para menos de 50 € / MWh.
Tecnologia | Custo em 2011 | Custo em 2017 |
---|---|---|
Energia hidrelétrica | 20 | |
Nuclear (com custos de seguro cobertos pelo estado) | 50 | 50 |
Nuclear EPR | 100 | |
Turbinas a gás natural sem captura de CO 2 | 61 | |
Vento onshore | 69 | 60 |
Fazendas solares | 293 | 43,24 |
Alemanha
Em novembro de 2013, o Instituto Fraunhofer para Sistemas de Energia Solar ISE avaliou os custos de geração nivelados para usinas de energia recém-construídas no setor elétrico alemão . Os sistemas fotovoltaicos atingiram LCOE entre 0,078 e 0,142 Euro / kWh no terceiro trimestre de 2013, dependendo do tipo de usina ( escala pública montada no solo ou fotovoltaico solar de pequeno telhado ) e insolação alemã média de 1000 a 1200 kWh / m 2 por ano (GHI). Não há dados LCOE disponíveis para eletricidade gerada por usinas nucleares alemãs recentemente construídas, uma vez que nenhuma foi construída desde o final dos anos 1980. Uma atualização do estudo ISE foi publicada em março de 2018.
ISE (2013) | ISE (2018) | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|
Tecnologia | Baixo custo | Alto custo | Baixo custo | Alto custo | |||
Usinas termelétricas a carvão | carvão marrom | 38 | 53 | 46 | 80 | ||
carvão duro | 63 | 80 | 63 | 99 | |||
Centrais de energia CCGT | 75 | 98 | 78 | 100 | |||
Força do vento | Parques eólicos onshore | 45 | 107 | 40 | 82 | ||
Parques eólicos offshore | 119 | 194 | 75 | 138 | |||
Solar | Sistemas fotovoltaicos | 78 | 142 | 37 | 115 | ||
Usina de biogás | 135 | 250 | 101 | 147 | |||
Fonte: Fraunhofer ISE (2013) - Custo nivelado de tecnologias de energia renovável de eletricidade
Fonte: Fraunhofer ISE (2018) - Stromgestehungskosten erneuerbare Energien |
Médio Oriente
Os custos de investimento de capital, custos fixos e variáveis, e o fator de capacidade médio do fornecimento de energia eólica e fotovoltaica em escala de serviço público de 2000 a 2018 foram obtidos usando a produção global de eletricidade renovável variável dos países do Oriente Médio e 81 projetos examinados.
Ano | Wind CF | CF Fotovoltaico | Vento LCOE ($ / MWh) | LCOE fotovoltaico ($ / MWh) |
---|---|---|---|---|
2000 | 0,19 | 0,17 | - | - |
2001 | - | 0,17 | - | - |
2002 | 0,21 | 0,21 | - | - |
2003 | - | 0,17 | - | - |
2004 | 0,23 | 0,16 | - | - |
2005 | 0,23 | 0,19 | - | - |
2006 | 0,20 | 0,15 | - | - |
2007 | 0,17 | 0,21 | - | - |
2008 | 0,25 | 0,19 | - | - |
2009 | 0,18 | 0,16 | - | - |
2010 | 0,26 | 0,20 | 107,8 | - |
2011 | 0,31 | 0,17 | 76,2 | - |
2012 | 0,29 | 0,17 | 72,7 | - |
2013 | 0,28 | 0,20 | 72,5 | 212,7 |
2014 | 0,29 | 0,20 | 66,3 | 190,5 |
2015 | 0,29 | 0,19 | 55,4 | 147,2 |
2016 | 0,34 | 0,20 | 52,2 | 110,7 |
2017 | 0,34 | 0,21 | 51,5 | 94,2 |
2018 | 0,37 | 0,23 | 42,5 | 85,8 |
2019 | - | 0,23 | - | 50,1 |
Turquia
Em março de 2021, para projetos que começam a gerar eletricidade na Turquia a partir de energia renovável na Turquia em julho , as tarifas de alimentação em lira por kWh são: eólica e solar 0,32, hidro 0,4, geotérmica 0,54 e várias taxas para diferentes tipos de biomassa: para todos estes também há um bônus de 0,08 por kWh se componentes locais forem usados. As tarifas serão aplicadas por 10 anos e o bônus local por 5 anos. As tarifas são determinadas pela presidência e o esquema substitui as tarifas feed-in anteriores denominadas em dólares americanos para energia renovável.
Japão
Um estudo de 2010 do governo japonês (desastre pré-Fukushima), denominado Energy White Paper, concluiu que o custo por quilowatt-hora era de ¥ 49 para energia solar, ¥ 10 a ¥ 14 para energia eólica e ¥ 5 ou ¥ 6 para energia nuclear.
Masayoshi Son , um defensor da energia renovável , no entanto, apontou que as estimativas do governo para a energia nuclear não incluem os custos de reprocessamento do combustível ou o seguro contra desastres. Son estimou que, se esses custos fossem incluídos, o custo da energia nuclear seria quase o mesmo da energia eólica.
Mais recentemente, o custo da energia solar no Japão diminuiu para ¥ 13,1 / kWh a ¥ 21,3 / kWh (em média, ¥ 15,3 / kWh, ou $ 0,142 / kWh).
Reino Unido
A Instituição de Engenheiros e Construtores Navais da Escócia contratou um ex-Diretor de Operações da Rede Nacional Britânica, Colin Gibson, para produzir um relatório sobre os custos nivelados de geração que, pela primeira vez, incluiria alguns dos custos de transmissão, bem como os custos de geração. A publicação foi publicada em dezembro de 2011. A instituição busca estimular o debate sobre o assunto e deu o passo inusitado entre os compiladores de tais estudos de publicar uma planilha.
Em 27 de fevereiro de 2015, a Vattenfall Vindkraft AS concordou em construir o parque eólico offshore de Horns Rev 3 a um preço de 10,31 Eurocent por kWh . Isso foi cotado como abaixo de £ 100 por MWh.
Em 2013 no Reino Unido para uma nova usina nuclear para construir ( Hinkley Point C : conclusão 2023), uma tarifa feed-in de £ 92,50 / MWh (cerca de US $ 142 / MWh) mais compensação pela inflação com um tempo de execução de 35 anos foi acordado.
O Departamento de Estratégia Empresarial, Energia e Industrial (BEIS) publica estimativas regulares dos custos das diferentes fontes de geração de eletricidade, seguindo as estimativas do Departamento de Energia e Mudanças Climáticas (DECC) fundido . As estimativas de custo nivelado para novos projetos de geração iniciados em 2015 estão listadas na tabela abaixo.
Tecnologia de geração de energia | Baixo | Central | Alto | |
---|---|---|---|---|
Vento | Em terra | 47 | 62 | 76 |
No mar | 90 | 102 | 115 | |
Solar em grande escala PV (fotovoltaica) | 71 | 80 | 94 | |
PWR nuclear (reator de água pressurizada) (a) | 82 | 93 | 121 | |
Biomassa | 85 | 87 | 88 | |
Gás natural | Turbina a gás de ciclo combinado | 65 | 66 | 68 |
CCGT com CCS (captura e armazenamento de carbono) | 102 | 110 | 123 | |
Turbina a gás de ciclo aberto | 157 | 162 | 170 | |
Carvão | Carvão Supercrítico Avançado com Oxy-comb. CCS | 124 | 134 | 153 |
IGCC (Ciclo Combinado de Gaseificação Integrada) com CCS | 137 | 148 | 171 | |
(a) nova energia nuclear: preço de exercício garantido de £ 92,50 / MWh para Hinkley Point C em 2023 |
Estados Unidos
Administração de informações de energia (2020)
Desde 2010, a US Energy Information Administration (EIA) publicou o Annual Energy Outlook (AEO), com projeções anuais do LCOE para futuras instalações de utilidade pública a serem comissionadas em cerca de cinco anos. Em 2015, a EIA foi criticada pelo Instituto de Economia de Energia Avançada (AEE) após o lançamento do relatório AEO 2015 por "subestimar consistentemente a taxa de crescimento da energia renovável , levando a 'percepções errôneas' sobre o desempenho desses recursos no mercado " A AEE aponta que o contrato médio de compra de energia (PPA) para energia eólica já estava em $ 24 / MWh em 2013. Da mesma forma, PPA para energia solar fotovoltaica em escala de utilidade são vistos nos níveis atuais de $ 50- $ 75 / MWh. Esses números contrastam fortemente com o LCOE estimado da EIA de $ 125 / MWh (ou $ 114 / MWh incluindo subsídios) para energia solar fotovoltaica em 2020.
Os dados a seguir são do Energy Information Administration (EIA), Annual Energy Outlook, divulgado em 2020 (AEO2020). Eles estão em dólares por megawatt-hora (USD / MWh 2019). Esses números são estimativas de usinas que entrarão em operação em 2025, excluindo créditos fiscais, subsídios ou outros incentivos. O LCOE abaixo é calculado com base em um período de recuperação de 30 anos usando um custo médio ponderado de capital real após impostos (WACC) de 6,1%. Para tecnologias intensivas em carbono, 3 pontos percentuais são adicionados ao WACC. (Isso é aproximadamente equivalente a uma taxa de US $ 15 por tonelada métrica de dióxido de carbono CO
2.) Espera-se que os créditos fiscais federais e vários programas de incentivos estaduais e locais reduzam alguns desses valores de LCOE. Por exemplo, a EIA espera que o programa de crédito fiscal de investimento federal reduza o LCOE médio ponderado da capacidade de energia solar fotovoltaica construída em 2025 em um adicional de $ 2,41, para $ 30,39.
Tipo de Planta | Min | Simples
Média |
Média
ponderada da capacidade |
Máx. |
---|---|---|---|---|
Carvão ultrassupercrítico | 65,10 | 76,44 | NB | 91,27 |
Ciclo combinado | 33,35 | 38,07 | 36,61 | 45,31 |
Turbina de Combustão | 58,48 | 66,62 | 68,71 | 81,37 |
Nuclear Avançado | 71,90 | 81,65 | NB | 92,04 |
Geotérmico | 35,13 | 37,47 | 37,47 | 39,60 |
Biomassa | 86,19 | 94,83 | NB | 139,96 |
Vento, onshore | 28,72 | 39,95 | 34,10 | 62,72 |
Vento, offshore | 102,68 | 122,25 | 115,04 | 155,55 |
Solar fotovoltaico (PV) | 29,75 | 35,74 | 32,80 | 48,09 |
Hidrelétrica | 35,37 | 52,79 | 39,54 | 63,24 |
As fontes de eletricidade que mais diminuíram nos custos estimados no período de 2010 a 2019 foram a solar fotovoltaica (redução de 88%), a energia eólica onshore (redução de 71%) e ciclo combinado de gás natural avançado (redução de 49%).
Para a geração em escala de serviço público colocada em serviço em 2040, o EIA estimou em 2015 que haveria reduções adicionais no custo em dólares constantes da energia solar concentrada (CSP) (queda de 18%), solar fotovoltaica (queda de 15%), offshore vento (queda de 11%) e nuclear avançada (queda de 7%). Previa-se que o custo da energia eólica onshore aumentaria ligeiramente (2%) até 2040, enquanto a eletricidade de ciclo combinado de gás natural aumentaria de 9% a 10% durante o período.
Estimativa em $ / MWh | Convento de carvão |
Nat. ciclo combinado de gás | Nuclear avançado |
Vento | Solar | |||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
de ano | ref | por ano | convento | avançado | em terra | no mar | PV | CSP | ||
2010 | 2016 | 100,4 | 83,1 | 79,3 | 119,0 | 149,3 | 191,1 | 396,1 | 256,6 | |
2011 | 2016 | 95,1 | 65,1 | 62,2 | 114,0 | 96,1 | 243,7 | 211,0 | 312,2 | |
2012 | 2017 | 97,7 | 66,1 | 63,1 | 111,4 | 96,0 | N / D | 152,4 | 242,0 | |
2013 | 2018 | 100,1 | 67,1 | 65,6 | 108,4 | 86,6 | 221,5 | 144,3 | 261,5 | |
2014 | 2019 | 95,6 | 66,3 | 64,4 | 96,1 | 80,3 | 204,1 | 130,0 | 243,1 | |
2015 | 2020 | 95,1 | 75,2 | 72,6 | 95,2 | 73,6 | 196,9 | 125,3 | 239,7 | |
2016 | 2022 | NB | 58,1 | 57,2 | 102,8 | 64,5 | 158,1 | 84,7 | 235,9 | |
2017 | 2022 | NB | 58,6 | 53,8 | 96,2 | 55,8 | NB | 73,7 | NB | |
2018 | 2022 | NB | 48,3 | 48,1 | 90,1 | 48,0 | 124,6 | 59,1 | NB | |
2019 | 2023 | NB | 40,8 | 40,2 | NB | 42,8 | 117,9 | 48,8 | NB | |
2020 | 2025 | NB | 36,61 | 36,61 | NB | 34,10 | 115,04 | 32,80 | N / D | |
Mudança nominal 2010-2020 | NB | -56% | -54% | NB | -77% | -40% | -92% | NB | ||
Nota : LCOE projetados são ajustados pela inflação e calculados em dólares constantes com base em dois anos anteriores ao ano de divulgação da estimativa. Estimativas fornecidas sem quaisquer subsídios. O custo de transmissão para fontes não despacháveis é, em média, muito mais alto. NB = "Não construído" (não são esperadas adições de capacidade.) |
NREL OpenEI (2015)
OpenEI , patrocinado em conjunto pelo US DOE e o National Renewable Energy Laboratory (NREL), compilou um banco de dados de custo de geração histórico cobrindo uma ampla variedade de fontes de geração. Como os dados são de código aberto, podem estar sujeitos a revisões frequentes.
Tipo de planta (USD / MWh) | Min | Mediana | Máx. | Ano da fonte de dados | |
---|---|---|---|---|---|
Geração distribuída | 10 | 70 | 130 | 2014 | |
Energia hidrelétrica | Convencional | 30 | 70 | 100 | 2011 |
Pequena Hidrelétrica | 140 | 2011 | |||
Vento | Onshore (baseado em terra) | 40 | 80 | 2014 | |
No mar | 100 | 200 | 2014 | ||
Gás natural | Ciclo combinado | 50 | 80 | 2014 | |
Turbina de combustão | 140 | 200 | 2014 | ||
Carvão | Pulverizado, esfregado | 60 | 150 | 2014 | |
Pulverizado, não esfregado | 40 | 2008 | |||
IGCC , gaseificado | 100 | 170 | 2014 | ||
Solar | Fotovoltaico | 60 | 110 | 250 | 2014 |
CSP | 100 | 220 | 2014 | ||
Geotérmico | Hidrotérmico | 50 | 100 | 2011 | |
Cego | 100 | 2011 | |||
Melhorada | 80 | 130 | 2014 | ||
Biopoder | 90 | 110 | 2014 | ||
Célula de combustível | 100 | 160 | 2014 | ||
Nuclear | 90 | 130 | 2014 | ||
oceano | 230 | 240 | 250 | 2011 |
Nota:
Apenas valor mediano = apenas um ponto de dados.
Apenas valor máximo + mínimo = apenas dois pontos de dados
Comissão de Energia da Califórnia (2014)
Dados do LCOE do relatório da Comissão de Energia da Califórnia intitulado "Custo estimado de novas gerações renováveis e fósseis na Califórnia". Os dados do modelo foram calculados para todas as três classes de desenvolvedores: comerciante, concessionária de propriedade do investidor (IOU) e concessionária de propriedade pública (POU).
Modelo | Ano de 2013 (nominal $$) ($ / MWh) | Ano 2024 (nominal $$) ($ / MWh) | ||||
---|---|---|---|---|---|---|
Nome | Comerciante | IOU | POU | Comerciante | IOU | POU |
Turbina de geração 49,9 MW | 662,81 | 2215,54 | 311,27 | 884,24 | 2895,90 | 428,20 |
Turbina de geração 100 MW | 660,52 | 2202,75 | 309,78 | 881,62 | 2880,53 | 426,48 |
Turbina de geração - Advanced 200 MW | 403,83 | 1266,91 | 215,53 | 533,17 | 1615,68 | 299,06 |
2CTs de ciclo combinado sem duto disparando 500 MW | 116,51 | 104,54 | 102,32 | 167,46 | 151,88 | 150,07 |
2CTs de ciclo combinado com queima de duto 500 MW | 115,81 | 104,05 | 102,04 | 166,97 | 151,54 | 149,88 |
Caldeira de leito fluidizado de biomassa 50 MW | 122,04 | 141,53 | 123,51 | 153,89 | 178,06 | 156,23 |
Binário geotérmico 30 MW | 90,63 | 120,21 | 84,98 | 109,68 | 145,31 | 103,00 |
Flash geotérmico 30 MW | 112,48 | 146,72 | 109,47 | 144,03 | 185,85 | 142,43 |
Calha parabólica solar sem armazenamento 250 MW | 168,18 | 228,73 | 167,93 | 156,10 | 209,72 | 156,69 |
Calha parabólica solar com armazenamento 250 MW | 127,40 | 189,12 | 134,81 | 116,90 | 171,34 | 123,92 |
Torre de energia solar sem armazenamento 100 MW | 152,58 | 210,04 | 151,53 | 133,63 | 184,24 | 132,69 |
Torre de energia solar com armazenamento 100 MW 6HR | 145,52 | 217,79 | 153,81 | 132,78 | 196,47 | 140,58 |
Torre de energia solar com armazenamento 100 MW 11HR | 114,06 | 171,72 | 120,45 | 103,56 | 154,26 | 109,55 |
Solar fotovoltaico (filme fino) 100 MW | 111,07 | 170,00 | 121,30 | 81,07 | 119,10 | 88,91 |
Solar fotovoltaico (eixo único) 100 MW | 109,00 | 165,22 | 116,57 | 98,49 | 146,20 | 105,56 |
Solar fotovoltaico (filme fino) 20 MW | 121,31 | 186,51 | 132,42 | 93,11 | 138,54 | 101,99 |
Solar fotovoltaico (eixo único) 20 MW | 117,74 | 179,16 | 125,86 | 108,81 | 162,68 | 116,56 |
Classe eólica 3 100 MW | 85,12 | 104,74 | 75,8 | 75,01 | 91,90 | 68,17 |
Classe eólica 4 100 MW | 84,31 | 103,99 | 75,29 | 75,77 | 92,88 | 68,83 |
Comissão de Energia da Califórnia (2019)
Em 9 de maio de 2019, a Comissão de Energia da Califórnia divulgou um relatório LCOE atualizado:
Tipo de Tecnologia | Tipo de método para calcular LCOE | Mín (2018 $ / Mwh) | Mediana | Máx (2018 $ / Mwh) |
---|---|---|---|---|
Solar PV de eixo único 100 MW | Determinístico | 33 | 49 | 106 |
Solar PV de eixo único 100 MW | Probabilístico | 44 | 52 | 61 |
Torre Solar com Armazenamento | Determinístico | 81 | 159 | 339 |
Torre Solar com Armazenamento | Probabilístico | 128 | 158 | 195 |
Vento 80 m de altura do hub | Determinístico | 30 | 57 | 136 |
Vento 80 m de altura do hub | Probabilístico | 52 | 65 | 81 |
Flash geotérmico | Determinístico | 54 | 138 | 414 |
Flash geotérmico | Probabilístico | 116 | 161 | 217 |
Biomas | Determinístico | 98 | 166 | 268 |
Biomas | Probabilístico | 158 | 172 | 187 |
Ciclo Combinado sem queima de duto | Determinístico | 77 | 119 | 187 |
Ciclo Combinado sem queima de duto | Probabilístico | 111 | 123 | 141 |
Lazard (2015)
Em novembro de 2015, o banco de investimento Lazard, com sede em Nova York, publicou seu nono estudo anual sobre os custos atuais de produção de eletricidade de energia fotovoltaica nos EUA em comparação com geradores de energia convencionais. As melhores usinas fotovoltaicas de grande porte podem produzir eletricidade a US $ 50 por MWh. O limite superior é de US $ 60 por MWh. Em comparação, as usinas movidas a carvão estão entre US $ 65 e $ 150 por MWh, a energia nuclear em US $ 97 por MWh. Pequenas usinas fotovoltaicas em telhados de casas ainda custam US $ 184–300 por MWh, mas podem passar sem os custos de transporte de eletricidade. As turbinas eólicas onshore custam de 32 a 77 dólares por MWh. Uma desvantagem é a intermitência da energia solar e eólica. O estudo sugere uma solução em baterias como armazenamento , mas ainda são caras até agora.
O relatório de custo nivelado de energia (LCOE) de longa data da Lazard é amplamente considerado e referência no setor. Em 2015, a Lazard publicou seu relatório inaugural de custo nivelado de armazenamento (LCOS), que foi desenvolvido pelo banco de investimento Lazard em colaboração com a empresa de consultoria de energia Enovation.
Abaixo está a lista completa de LCOEs por fonte do banco de investimento Lazard.
Tipo de planta (USD / MWh) | Baixo | Alto |
---|---|---|
Eficiência energética | 0 | 50 |
Vento | 32 | 77 |
Solar PV - escala de utilidade de filme fino | 50 | 60 |
Solar PV - escala de utilidade cristalina | 58 | 70 |
Solar PV - residencial na cobertura | 184 | 300 |
Solar PV - telhado C&I | 109 | 193 |
Solar térmico com armazenamento | 119 | 181 |
Microturbina | 79 | 89 |
Geotérmico | 82 | 117 |
Biomassa direta | 82 | 110 |
Célula de combustível | 106 | 167 |
Motor alternativo a gás natural | 68 | 101 |
Ciclo combinado de gás | 52 | 78 |
Pico de gás | 165 | 218 |
IGCC | 96 | 183 |
Nuclear | 97 | 136 |
Carvão | 65 | 150 |
Armazenamento de bateria | ** | ** |
Motor alternativo a diesel | 212 | 281 |
NOTA: ** O armazenamento da bateria não está mais incluído neste relatório (2015). Ele foi incluído em seu próprio relatório separado LCOS 1.0, desenvolvido em consulta com a Enovation Partners (consulte os gráficos abaixo).
Abaixo estão os LCOSs para diferentes tecnologias de bateria. Esta categoria é tradicionalmente preenchida por motores a diesel. Estas são aplicações "atrás do medidor".
Propósito | Modelo | Baixo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
MicroGrid | Bateria de fluxo | 429 | 1046 |
MicroGrid | Chumbo ácido | 433 | 946 |
MicroGrid | Íon-lítio | 369 | 562 |
MicroGrid | Sódio | 411 | 835 |
MicroGrid | Zinco | 319 | 416 |
ilha | Bateria de fluxo | 593 | 1231 |
ilha | Chumbo ácido | 700 | 1533 |
ilha | Íon-lítio | 581 | 870 |
ilha | Sódio | 663 | 1259 |
ilha | Zinco | 523 | 677 |
Comercial e industrial | Bateria de fluxo | 349 | 1083 |
Comercial e industrial | Chumbo ácido | 529 | 1511 |
Comercial e industrial | Íon-lítio | 351 | 838 |
Comercial e industrial | Sódio | 444 | 1092 |
Comercial e industrial | Zinco | 310 | 452 |
Aparelho comercial | Bateria de fluxo | 974 | 1504 |
Aparelho comercial | Chumbo ácido | 928 | 2291 |
Aparelho comercial | Lítio-íon | 784 | 1363 |
Aparelho comercial | Zinco | 661 | 833 |
residencial | Bateria de fluxo | 721 | 1657 |
residencial | Chumbo ácido | 1101 | 2238 |
residencial | Íon-lítio | 1034 | 1596 |
Tudo acima
Método tradicional |
Motor alternativo a diesel | 212 | 281 |
Abaixo estão os LCOSs para diferentes tecnologias de bateria. Esta categoria é tradicionalmente preenchida por motores a gás natural. Estas são aplicações "na frente do medidor".
Propósito | Modelo | Baixo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
Sistema de transmissão | Ar comprimido | 192 | 192 |
Sistema de transmissão | Bateria de fluxo | 290 | 892 |
Sistema de transmissão | Chumbo ácido | 461 | 1429 |
Sistema de transmissão | Íon-lítio | 347 | 739 |
Sistema de transmissão | Hidro bombeado | 188 | 274 |
Sistema de transmissão | Sódio | 396 | 1079 |
Sistema de transmissão | Zinco | 230 | 376 |
Substituição Peaker | Bateria de fluxo | 248 | 927 |
Substituição Peaker | Chumbo ácido | 419 | 1247 |
Substituição Peaker | Íon-lítio | 321 | 658 |
Substituição Peaker | Sódio | 365 | 948 |
Substituição Peaker | Zinco | 221 | 347 |
Regulação de frequência | Volante | 276 | 989 |
Regulação de frequência | Íon-lítio | 211 | 275 |
Serviços de distribuição | Bateria de fluxo | 288 | 923 |
Serviços de distribuição | Chumbo ácido | 516 | 1692 |
Serviços de distribuição | Íon-lítio | 400 | 789 |
Serviços de distribuição | Sódio | 426 | 1129 |
Serviços de distribuição | Zinco | 285 | 426 |
Integração PV | Bateria de fluxo | 373 | 950 |
Integração PV | Chumbo ácido | 402 | 1068 |
Integração PV | Íon-lítio | 355 | 686 |
Integração PV | Sódio | 379 | 957 |
Integração PV | Zinco | 245 | 345 |
Tudo acima
Método tradicional |
Pico de gás | 165 | 218 |
Lazard (2016)
Em 15 de dezembro de 2016, a Lazard lançou a versão 10 do relatório LCOE e a versão 2 do relatório LCOS.
Modelo | Baixo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|
Vento | 32 | 62 |
Solar PV - escala de utilidade cristalina | 49 | 61 |
Solar PV - escala de utilidade de filme fino | 46 | 56 |
Solar PV - comunidade | 78 | 135 |
Solar PV - residencial na cobertura | 138 | 222 |
Solar PV - telhado C&I | 88 | 193 |
Torre térmica solar com armazenamento | 119 | 182 |
Microturbina | 76 | 89 |
Geotérmico | 79 | 117 |
Biomassa direta | 77 | 110 |
Célula de combustível | 106 | 167 |
Motor alternativo a gás natural | 68 | 101 |
Ciclo combinado de gás | 48 | 78 |
Pico de gás | 165 | 217 |
IGCC | 94 | 210 |
Nuclear | 97 | 136 |
Carvão | 60 | 143 |
Motor alternativo a diesel | 212 | 281 |
Lazard (2017)
Em 2 de novembro de 2017, o banco de investimento Lazard lançou a versão 11 de seu relatório LCOE e a versão 3 de seu relatório LCOS.
Tipo de geração | Baixo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|
Vento | 30 | 60 |
Solar PV - escala de utilidade cristalina | 46 | 53 |
Solar PV - escala de utilidade de filme fino | 43 | 48 |
Solar PV - comunidade | 76 | 150 |
Solar PV - residencial na cobertura | 187 | 319 |
Solar PV - telhado C&I | 85 | 194 |
Torre térmica solar com armazenamento | 98 | 181 |
Microturbina | 59 | 89 |
Geotérmico | 77 | 117 |
Biomassa direta | 55 | 114 |
Célula de combustível | 106 | 167 |
Motor alternativo a gás natural | 68 | 106 |
Ciclo combinado de gás | 42 | 78 |
Pico de gás | 156 | 210 |
IGCC | 96 | 231 |
Nuclear | 112 | 183 |
Carvão | 60 | 143 |
Motor alternativo a diesel | 197 | 281 |
Abaixo estão os LCOSs não subsidiados para diferentes tecnologias de bateria para aplicações "atrás do medidor" (BTM).
Caso de uso | Tipo de armazenamento | Baixo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
Comercial | Íon-lítio | 891 | 985 |
Comercial | Chumbo ácido | 1057 | 1154 |
Comercial | Lead avançado | 950 | 1107 |
residencial | Íon-lítio | 1028 | 1274 |
residencial | Chumbo ácido | 1160 | 1239 |
residencial | Lead avançado | 1138 | 1188 |
Abaixo estão os LCOSs não subsidiados para diferentes tecnologias de bateria "front of the meter" (FTM) aplicações.
Caso de uso | Tipo de armazenamento | Baixo ($ / MWh) | Alto ($ / MWh) |
---|---|---|---|
Substituição Peaker | Bateria de fluxo (V) | 209 | 413 |
Substituição Peaker | Bateria de fluxo (Zn) | 286 | 315 |
Substituição Peaker | Íon-lítio | 282 | 347 |
Distribuição | Bateria de fluxo (V) | 184 | 338 |
Distribuição | Íon-lítio | 272 | 338 |
Microrrede | Bateria de fluxo (V) | 273 | 406 |
Microrrede | Íon-lítio | 383 | 386 |
Nota: Estimativas da faixa de valor da bateria de fluxo
Lazard (2018)
Em novembro de 2018, a Lazard lançou seu relatório LCOE 2018
Tipo de Tecnologia | Mín ($ / MWh) | Máx ($ / MWh) |
---|---|---|
Solar PV - Residencial no topo do telhado | 160 | 267 |
Solar PV — Roof top C&I | 81 | 170 |
Solar PV - Comunidade | 73 | 145 |
Solar PV - Escala de Utilidade Cristalina | 40 | 46 |
Solar PV - Escala de Utilidade de Filme Fino | 36 | 44 |
Torre Térmica Solar com Armazenamento | 98 | 181 |
Célula de combustível | 103 | 152 |
Geotérmico | 71 | 111 |
Vento - Onshore | 29 | 56 |
Vento - Offshore * (apenas ponto médio) | 92 | 92 |
Pico de gás | 152 | 206 |
Nuclear | 112 | 189 |
Carvão | 60 | 143 |
Ciclo Combinado a Gás | 41 | 74 |
Lazard (2019)
Em novembro de 2019, a Lazard lançou seu relatório LCOE 2019
Tipo de Tecnologia | Mín ($ / MWh) | Máx ($ / MWh) |
---|---|---|
Solar PV - Residencial no topo do telhado | 151 | 242 |
Solar PV — Roof top C&I | 75 | 154 |
Solar PV - Comunidade | 64 | 148 |
Solar PV - Escala de Utilidade Cristalina | 36 | 44 |
Solar PV - Escala de Utilidade de Filme Fino | 32 | 42 |
Torre Térmica Solar com Armazenamento | 126 | 156 |
Geotérmico | 69 | 112 |
Vento - Onshore | 28 | 54 |
Vento - Offshore (apenas custo do ponto médio) | 89 | 89 |
Pico de gás | 150 | 199 |
Nuclear | 118 | 192 |
Carvão | 66 | 152 |
Ciclo Combinado a Gás | 44 | 68 |
Renováveis
Fotovoltaica
Em 2020, a IEA declarou que a energia solar fotovoltaica é a eletricidade mais barata da história.
Os preços da energia fotovoltaica caíram de US $ 76,67 por watt em 1977 para quase US $ 0,085 por watt em outubro de 2020, para as células solares de silício multicristalino e o preço do módulo para US $ 0,193 por watt. Isso é visto como uma evidência que apóia a lei de Swanson , que afirma que os preços das células solares caem 20% para cada duplicação das remessas acumuladas. A famosa lei de Moore prevê a duplicação da contagem de transistores a cada dois anos.
Em 2011, o preço dos módulos fotovoltaicos por MW havia caído 60% desde 2008, de acordo com as estimativas da Bloomberg New Energy Finance, colocando a energia solar pela primeira vez em uma posição competitiva com o preço de varejo da eletricidade em alguns países ensolarados; um valor alternativo e consistente de declínio de preços de 75% de 2007 a 2012 também foi publicado, embora não esteja claro se esses números são específicos para os Estados Unidos ou geralmente globais. O custo nivelado da eletricidade (LCOE) de PV é competitivo com as fontes convencionais de eletricidade em uma lista crescente de regiões geográficas, especialmente quando o tempo de geração é incluído, uma vez que a eletricidade vale mais durante o dia do que à noite. Tem havido uma competição acirrada na cadeia de abastecimento e novas melhorias no custo nivelado da energia solar estão à frente, representando uma ameaça crescente ao domínio das fontes de geração de combustível fóssil nos próximos anos. Conforme o tempo passa, as tecnologias de energia renovável geralmente ficam mais baratas, enquanto os combustíveis fósseis geralmente ficam mais caros:
Quanto menos custos com a energia solar, mais favoravelmente ela se compara à energia convencional e mais atraente se torna para concessionárias e usuários de energia em todo o mundo. A energia solar em escala de utilidade [poderia em 2011] ser entregue na Califórnia a preços bem abaixo de $ 100 / MWh ($ 0,10 / kWh) menos do que a maioria dos outros geradores de pico, mesmo aqueles que funcionam com gás natural de baixo custo. Os custos mais baixos do módulo solar também estimulam a demanda dos mercados de consumo, onde o custo da energia solar se compara muito favoravelmente às tarifas elétricas de varejo.
No ano de 2015, a First Solar concordou em fornecer energia solar a 3,87 centavos / kWh de preço nivelado de seu projeto Playa Solar 2 de 100 MW, que é muito mais barato do que o preço de venda de eletricidade de usinas convencionais de geração de eletricidade. De janeiro de 2015 a maio de 2016, os registros continuaram caindo rapidamente e os preços da eletricidade solar, que atingiram níveis abaixo de 3 centavos / kWh, continuaram caindo. Em agosto de 2016, o Chile anunciou um novo preço de contrato baixo recorde para fornecer energia solar por US $ 29,10 por megawatt-hora (MWh). Em setembro de 2016, Abu Dhabi anunciou um novo preço recorde de oferta, prometendo fornecer energia solar por US $ 24,2 por MWh. Em outubro de 2017, a Arábia Saudita anunciou um novo preço de contrato mais baixo para fornecer energia solar por US $ 17,90 por MWh. Em julho de 2019, Portugal anunciou um preço de contrato mínimo de $ 16,54 por MWh. Em abril de 2020, a Abu Dhabi Power Corporation (ADPower) garantiu uma tarifa de US $ 13,5 por MWh para seu projeto de energia solar fotovoltaica de 2 GW.
Com um preço de carbono de US $ 50 / tonelada (o que aumentaria o preço da energia a carvão em 5 c / kWh), a energia solar fotovoltaica é competitiva em termos de custos na maioria dos locais. A queda do preço do PV se refletiu em instalações de rápido crescimento, totalizando uma capacidade cumulativa mundial de 297 GW no final de 2016. De acordo com algumas estimativas, o investimento total em energias renováveis em 2011 excedeu o investimento em geração de eletricidade baseada em carbono.
No caso de autoconsumo, o tempo de retorno do investimento é calculado com base em quanta eletricidade não é trazida da rede. Além disso, o uso de energia solar fotovoltaica para carregar baterias CC, como usado em veículos elétricos híbridos plug-in e veículos elétricos, leva a uma maior eficiência, mas a custos mais elevados. Tradicionalmente, a eletricidade gerada em CC a partir de energia solar fotovoltaica deve ser convertida em CA para edifícios, com uma perda média de 10% durante a conversão. A tecnologia do inversor está melhorando rapidamente e o equipamento atual atingiu 99% de eficiência para residências de pequena escala, enquanto o equipamento trifásico em escala comercial pode atingir bem acima de 98% de eficiência. No entanto, uma perda de eficiência adicional ocorre na transição de volta para DC para dispositivos e veículos movidos a bateria, e usando várias taxas de juros e mudanças no preço da energia foram calculados para encontrar valores presentes que variam de $ 2.060 a $ 8.210 (análise de 2009, com base em um painel preço de US $ 9 por watt, cerca de 90 vezes o preço de outubro de 2019 listado acima).
Também é possível combinar a energia solar fotovoltaica com outras tecnologias para fazer sistemas híbridos, que permitem sistemas mais autônomos. O cálculo dos LCOEs fica mais complexo, mas pode ser feito pela agregação dos custos e da energia produzida por cada componente. Como, por exemplo, PV e cogênio e baterias, ao mesmo tempo em que reduzem as emissões de gases de efeito estufa relacionadas à energia e eletricidade em comparação com as fontes convencionais. Em maio de 2020, a tarifa descoberta do primeiro ano na Índia é de $$ 2,90 (3,9 ¢ US) por KWh com $$ 3,60 (4,8 ¢ US) por KWh de tarifa nivelada para fornecimento de energia 24 horas por dia de usinas híbridas de energia renovável com armazenamento de energia. A tarifa é mais barata do que novas usinas de carvão, gás natural, nuclear, etc. para aplicação de carga de base.
Solar térmico
LCOE de energia solar térmica com armazenamento de energia que pode operar 24 horas por dia sob demanda, caiu para AU $ 78 / MWh (US $ 61 / MWh) em agosto de 2017. Embora as usinas térmicas solares com armazenamento de energia possam funcionar como sistemas autônomos, em combinação com a energia solar fotovoltaica pode fornecer energia ainda mais barata. A energia de armazenamento térmico solar mais barata e despachável não precisa depender de geração de energia baseada em carvão / gás / óleo / nuclear dispendiosa ou poluente para garantir uma operação estável da rede.
Quando uma usina de armazenamento térmico solar é forçada a ficar ociosa devido à falta de luz solar localmente durante dias nublados, é possível consumir o excesso de energia fraca de energia solar fotovoltaica, eólica e hidrelétrica (semelhante a uma menor eficiência, grande capacidade e baixa sistema de armazenamento de bateria de custo) aquecendo o sal fundido quente a uma temperatura mais alta para converter a energia térmica armazenada em eletricidade durante os horários de pico de demanda, quando o preço de venda da eletricidade é lucrativo. A queima de combustível de biomassa também pode ser incorporada economicamente em usinas térmicas solares para aumentar sua capacidade de geração despachável.
Em 2020, os preços do calor solar térmico (US centavos / kWh-térmico) a 600 ° C acima da temperatura com disponibilidade 24 horas caíram abaixo de 2 centavos / kwh-térmico, que é mais barato do que a energia térmica derivada de combustíveis fósseis.
Força do vento
Este custo foi reduzido adicionalmente à medida que a tecnologia da turbina eólica melhorou. Agora existem pás de turbina eólica mais longas e mais leves, melhorias no desempenho da turbina e maior eficiência de geração de energia. Além disso, o capital do projeto eólico e os custos de manutenção continuaram diminuindo.
- Vento onshore
Na extensão ventosa das grandes planícies do centro dos Estados Unidos, os custos da energia eólica de novas construções em 2017 estão significativamente abaixo dos custos de uso contínuo das usinas de queima de carvão existentes. A energia eólica pode ser contratada por meio de um contrato de compra de energia a dois centavos por quilowatt-hora, enquanto os custos operacionais para geração de energia nas usinas a carvão existentes permanecem acima de três centavos.
- Vento do mar
Em 2016, a Associação Norueguesa de Energia Eólica (NORWEA) estimou o LCoE de um parque eólico norueguês típico em 44 € / MWh, assumindo um custo médio ponderado de capital de 8% e um custo anual de 3.500 horas de plena carga, ou seja, um fator de capacidade de 40% . NORWEA passou a estimar o LCoE do parque eólico onshore Fosen Vind de 1 GW , que deverá estar operacional em 2020, entre 35 € / MWh e 40 € / MWh. Em novembro de 2016, a Vattenfall ganhou um concurso para desenvolver o parque eólico Kriegers Flak no Mar Báltico por 49,9 € / MWh, e níveis semelhantes foram acordados para os parques eólicos offshore de Borssele . Em 2016, este é o preço mais baixo projetado para a eletricidade produzida usando o vento offshore.
Veja também
- Preços de eletricidade
- Emissões de gases de efeito estufa do ciclo de vida de fontes de energia
- Geração distribuída
- Economia das usinas nucleares
- Resposta de demanda
- Energia renovável variável
- National Grid Reserve Service
- Energia nuclear na França
- Lista de falhas de usinas térmicas
- Cálculo do custo da rede de transmissão do Reino Unido: custo estimado por kWh de transmissão
- Lista de países por produção de eletricidade renovável
- Lista de estados dos EUA por produção de eletricidade a partir de fontes renováveis
- Impacto ambiental da geração de eletricidade
- Paridade da grade
Leitura adicional
- Valor econômico dos impactos na saúde da eletricidade do combustível fóssil dos EUA . Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos .
- Análise de custo nivelado de energia da Lazard - Versão 14.0 (outubro de 2020)
Referências
Bibliografia
- IPCC AR4 SYR (2007), Equipe de Redação Central; Pachauri, RK; Reisinger, A. (eds.), Mudanças Climáticas 2007: Relatório de Síntese , Contribuição dos Grupos de Trabalho I, II e III para o Quarto Relatório de Avaliação do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas, IPCC, ISBN 978-92-9169-122-7