Custo da eletricidade por fonte - Cost of electricity by source

Os custos anteriores de produção de energia renovável diminuíram significativamente, com 62% da geração total de energia renovável adicionada em 2020 tendo custos mais baixos do que a nova opção de combustível fóssil mais barata.
Custo nivelado: com a implementação cada vez mais ampla de fontes de energia renováveis, os custos diminuíram, principalmente para a energia gerada por painéis solares.
Custo nivelado de energia (LCOE) é uma medida do custo líquido atual médio de geração de eletricidade para uma usina geradora durante sua vida útil.

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

Custo nivelado de energia com base em diferentes estudos. Fonte: IRENA 2020 para energias renováveis, Lazard para o preço da eletricidade nuclear e carvão, IAEA para capacidade nuclear e Monitor de Energia Global para capacidade de carvão.
Custo nivelado global de geração (US $ por MWh)
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:

Austrália LCoE 2020
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.

LCOE francês em € / MWh (2011)
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

Comparação do custo nivelados de eletricidade para alguns recém-construído renováveis e combustíveis fósseis baseados centrais em cêntimos por kWh (Alemanha, 2018)
Nota: tecnologias utilizadas e LCOE diferem por país e mudança ao longo do tempo.

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.

LCOE alemão em € / MWh
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.

Fator de capacidade médio e LCOE dos recursos de energia eólica e fotovoltaica no Oriente Médio.
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.

LCOE estimado do Reino Unido para projetos a partir de 2015, £ / MWh
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)

LCOE projetado nos Estados Unidos até 2025, a partir de 2020 (Fonte: EIA AEO)

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.

LCOE projetado nos EUA até 2025 (a partir de 2020) $ / MWh
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.

Resumo histórico das projeções LCOE da EIA (2010-2020)
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.

LCOE do OpenEI DB em junho de 2015
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

Projeção do intervalo de PV LCOE europeu 2010-2020 (em € -cts / kWh )
História do preço das células PV de silício desde 1977

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

Projeção NREL : o LCOE da energia eólica dos EUA diminuirá 25% de 2012 a 2030.
Custo estimado por MWh para energia eólica na Dinamarca a partir de 2012

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

Leitura adicional

Referências

Bibliografia