Puntos de referencia de costos de almacenamiento de energía y sistemas solares fotovoltaicos de EE. UU.: primer trimestre de 2021

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Autores:  Vignesh Ramasamy, David Feldman, Jal Desai y  Robert Margolis

Fuente: https://www.nrel.gov/

Este informe compara los costos instalados de los sistemas solares fotovoltaicos (PV) de EE. UU. a partir del primer trimestre de 2021 (Q1 2021). Utilizamos un método de abajo hacia arriba, contabilizando todos los sistemas y proyectos. Costos de desarrollo incurridos durante la instalación para modelar los costos de residencial, comercial, y sistemas fotovoltaicos a gran escala, con y sin almacenamiento de energía. Intentamos modelar las técnicas típicas de instalación y operaciones comerciales desde una perspectiva de costos instalados. Los costos son representados desde la perspectiva del desarrollador/instalador; por lo tanto, todos los costos de hardware representan el precio al que el desarrollador/instalador compra los componentes y no representa acuerdos de suministro preexistentes u otros contratos. Es importante destacar que los puntos de referencia también representan el precio de venta pagado al instalador. Por lo tanto, incluyen la ganancia en el costo del hardware;1  la ganancia que recibe el instalador/desarrollador se informa como una categoría de costo separada además de todas los demás costos para aproximarse al precio minorista final pagado al instalador/desarrollador. La evaluación comparativa asume un entorno empresarial sin ningún impacto de la nueva pandemia de coronavirus. Finalmente, los puntos de referencia son promedios nacionales calculados utilizando valores promedio en todos los estados.

1 La ganancia es uno de los diferenciadores del “costo” (gastos agregados incurridos por un desarrollador o instalador para construir un sistema) y el “precio” (lo que paga un usuario final por un sistema).

La Tabla ES-1 resume los supuestos de evaluación comparativa de primer orden

Cabe señalar que se supone que la capacidad de interconexión de todos estos sistemas es igual a la capacidad total de CA del sistema. Todos los datos relevantes para los resultados informados en este informe se pueden encontrar en el Catálogo de datos de NREL.2 La figura ES-1 (página vi) compara nuestros resultados de evaluación comparativa solo de energía fotovoltaica del primer trimestre de 2021 con los análisis de evaluación comparativa del Laboratorio Nacional de Energía Renovable del primer trimestre de 2020.3

Entre 2020 y 2021, hubo reducciones del 3,3 % ($0,09/W), 10,7 % ($0,19/W) y 12,3 % ($0,13/W) (en USD de 2020) en los techos residenciales, comerciales y a gran escala (un -eje) Puntos de referencia de costos del sistema fotovoltaico respectivamente. Los costos del Balance del Sistema (BOS) aumentaron o se mantuvieron estables en todos los sectores, año tras año, a diferencia de los informes de evaluación comparativa anteriores, que generalmente informaron una disminución de los costos de BOS. El aumento en el costo de BOS se ha compensado con una reducción del 19 % (en USD de 2020) en el costo del módulo. En general, los costos instalados fotovoltaicos modelados en los tres sectores han disminuido en comparación con nuestros costos del sistema del primer trimestre de 2020. La Tabla ES-3 muestra los valores de referencia para los tres sectores y los impulsores de las disminuciones y aumentos de costos.

2 «Archivo de datos (informe de referencia del primer trimestre de 2020 del costo del sistema BESS solar fotovoltaico de EE. UU.)» NREL, https://data.nrel.gov/submissions/158.

3 El Apéndice B resume los resultados de referencia para todos los análisis de referencia anteriores de NREL (2010–2021).

En informes comparativos anteriores, en todos los sectores, los costos del sistema de almacenamiento se representaron en la capacidad nominal, pero este año solo el costo del sistema de almacenamiento residencial se representa en la capacidad nominal, mientras que los costos del sistema de almacenamiento a escala comercial y de servicios públicos se representan en la capacidad utilizable. La categoría Costo adicional de las actualizaciones del modelo para los sistemas comerciales y a escala de servicios públicos del primer trimestre de 2020 representa el aumento en el costo que se debe a la adición de capacidad de almacenamiento para mantener los mismos valores (600 kW/240 kWh, 60 MW/240 MWh), pero se cita en términos de capacidad utilizable en lugar de capacidad nominal. Es necesario aumentar la capacidad de la batería en el lado de CC para tener en cuenta la pérdida de eficiencia de ida y vuelta (RTE) y las limitaciones del estado de carga (SOC). La capacidad de almacenamiento residencial del primer trimestre de 2020 también se ajustó de los tamaños de referencia anteriores de 5 kW/20 kWh y 3 kW/6 kWh al tamaño de referencia del primer trimestre de 2021 de 5 kW/12,5 kWh.

La Figura ES-3 muestra reducciones de aproximadamente el 6 % y el 3 % en el punto de referencia residencial de Fotovoltaico y almacenamiento entre 2020 y 2021 para casos acoplados a CC y CA, respectivamente. La mayoría de estas reducciones se pueden atribuir a reducciones en el costo de los módulos fotovoltaicos y paquetes de baterías. Las reducciones de costos se produjeron a pesar de que la capacidad nominal del sistema de 22 módulos aumentó de 7,0 kW a 7,15 kW entre 2020 y 2021.

ES-4 muestra las reducciones del 9,3 % y el 9,5 % en el punto de referencia comercial de almacenamiento fotovoltaico más almacenamiento entre 2020 y 2021 para los casos acoplados a CC y CA, respectivamente. La figura ES-5 muestra las reducciones del 11,6 % y el 12,3 % en el punto de referencia de Fotovoltaico y  almacenamiento a escala de servicios públicos entre 2020 y 2021 para casos acoplados a CC y CA, respectivamente. El aumento del costo del convertidor CC-CC en 2021 hace que los sistemas acoplados a CC cuesten más que los sistemas acoplados a CA.

Los costos del sistema de almacenamiento comercial antes del primer trimestre de 2021 se representaron en la capacidad nominal. La categoría Costo adicional de las actualizaciones del modelo para los sistemas comerciales del primer trimestre de 2020 representa el aumento en el costo que se debe a la adición de capacidad de almacenamiento para mantener los mismos valores (600 kW/240 kWh)pero cotizando en términos de capacidad utilizable en lugar de capacidad nominal con un factor de sobreconstrucción de 1.3. Es necesario aumentar la capacidad de la batería en el lado de CC para tener en cuenta la pérdida de RTE (10 %) y las limitaciones del estado de carga (20 %). El costo de los controles y las comunicaciones del sistema y el convertidor CC-CC se incluyen en la categoría de costos BOS. Al tener en cuenta estos cambios y otras actualizaciones del modelo, los costos del kit del sistema de almacenamiento en realidad disminuyeron entre 2020 y 2021. El Apéndice A proporciona una discusión detallada de los cambios realizados en los modelos entre las versiones del año pasado (Feldman et al. 2021) y las versiones de este año.

Los costos del sistema de almacenamiento a gran escala antes del primer trimestre de 2021 se representaron en la capacidad nominal. La categoría Costo adicional de las actualizaciones del modelo para los sistemas a escala de servicios públicos del primer trimestre de 2020 representa el aumento en el costo que se debe a la adición de capacidad de almacenamiento para mantener los mismos valores (60 MW/240 MWh), pero cotizando en términos de capacidad utilizable en lugar de nominal con un factor de sobreconstrucción de 1.3. Es necesario aumentar la capacidad de la batería en el lado de CC para tener en cuenta la pérdida de RTE (10 %) y las limitaciones del estado de carga (20 %). El costo de los controles y las comunicaciones del sistema y el convertidor CC-CC se incluyen en la categoría de costos BOS. Al tener en cuenta estos cambios y otras actualizaciones del modelo, los costos del kit del sistema de almacenamiento en realidad disminuyeron entre 2020 y 2021. El Apéndice A proporciona una discusión detallada de los cambios realizados en los modelos entre las versiones del año pasado (Feldman et al. 2021) y las versiones de este año.

Los cambios en el costo de instalación, junto con los cambios en la operación, el diseño del sistema y la tecnología, han resultado en cambios en el costo nivelado de la energía (LCOE) (Figura ES-6). De 2020 a 2021, el LCOE residencial de fotovoltaica más almacenamiento cayó un 13 %,4 y el LCOE de fotovoltaica independiente residencial cayó un 9 %; hubo reducciones del 7 % y el 13 % en los costos de electricidad nivelados para los sistemas de almacenamiento fotovoltaico comerciales y de servicios públicos, respectivamente. Al mismo tiempo, el LCOE de los sistemas fotovoltaicos comercial y de servicios públicos cayó un 9 % y un 12 %, respectivamente.

4 Los valores del LCOE, reportados para el 2021, de sistemas fotovoltaico y de los sistemas de almacenamiento (LCOSS) son un 17 % más altos que los valores de 2020 porque el informe de 2021 modela un sistema de batería más grande (5 kW; 12,5 kWh) que el informe de referencia de 2020 (3 kW/ 12,5 kWh). Cuando se utiliza el LCOE de 2020 de sistema fotovoltaico más los supuestos del modelo de sistema de almacenamiento, el valor de 2020 aumenta de 20,1 ¢/kWh a 21,5 ¢/kWh.

Las versiones actuales de nuestro modelo residencial Fotovoltaico + Almacenamiento suponen un tamaño de batería de 5 kW/12,5 kWh; el punto de referencia Q1 2020 modeló un tamaño de batería de 3 kW (6 kWh) (Feldman et al. 2021). Para distinguir mejor las tendencias históricas de costos de los cambios en nuestros modelos de costos, también calculamos el almacenamiento fotovoltaico residencial más el Q1 2020 utilizando un tamaño de batería de 5 kWh (12,5 kWh). La categoría Costos adicionales de las actualizaciones del modelo representa la diferencia entre los resultados del modelo (3 kW/6 kWh: 20,1 ¢/kWh; 5 kW/12,5 kWh: 21,5 ¢/kWh). LCOE y LCOSS (costo nivelado de energía solar más almacenamiento) se calculan para cada escenario bajo un rango de factores de capacidad, pero todos los demás valores permanecen iguales. Las ubicaciones utilizadas en los puntos de referencia de 2021 para el nivel alto y bajo de recursos solares son Daggett, California y Seattle, Washington. Los puntos de referencia de 2020 utilizaron las ubicaciones más moderadas de Phoenix, Arizona (alto) y la ciudad de Nueva York, Nueva York (bajo), lo que explica la gama más amplia de resultados. El Apéndice A proporciona una discusión detallada de los cambios realizados en los modelos entre las versiones del año pasado (Feldman et al. 2021) y las versiones de este año.

Para leer en informe completo: https://www.nrel.gov/docs/fy22osti/80694.pdf

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