Termosolar / CSP | Solar Thermal / CSP www.futurenergyweb.es 60 FuturEnergy | Octubre October 2019 Los resultados de las subastas y PPAs sugieren que se producirá un cambio radical en la competitividad de la termosolar en los próximos cuatro años, ya que el coste de la electricidad termosolar podría caer al rango de 0,06 a 0,10 $/kWh. Con su capacidad de proporcionar energía renovable gestionable, la termosolar podría desempeñar un papel cada vez más importante al permitir grandes cantidades de energía solar fotovoltaica y eólica en áreas con buen recurso solar directo. Los costes totales de instalación más bajos y los factores de capacidadmás altos están impulsando la disminución del coste de la electricidad termosolar. El coste de instalación total promedio global ponderado de la termosolar disminuyó en un 28% en 2018, respecto al año anterior, cayendo de alrededor desde 7.200 $/kW en 2017 a 5.200 $/kW en 2018. Al mismo tiempo, el factor de capacidad promedio global ponderado aumentó del 39% en 2017 al 45% en 2018. Aunque la variabilidad interanual en los costes promedio de instalación es relativamente alta debido al pequeño número de proyectos que se ponen en marcha en un año, es probable que la disminución a alrededor de 5.200 $/kW experimentada en 2018 sea sostenida, debido a que varias plantas termosolares chinas que se podrán en marcha en 2019 tienen costes de instalación más bajos que otros mercados. El rango del percentil 5 y 95 para proyectos individuales puestos en servicio en 2018 comienza en alrededor de 3.400 $/kW y termina en alrededor de 7.000 $/kW, dependiendo de la ubicación del proyecto y la duración del almacenamiento (Figuras 2 y 3). Los proyectos termosolares pueden alcanzar un LCOE más bajo al incluir almacenamiento paramejorar la utilizacióngeneral del bloque de potencia y de las inversiones asociadas. Esto se ha reflejado en cierta medida en las tendencias de implementación, ya que el almacenamiento promedio de los proyectos puestos en marcha en 2018 (8,3 horas) fue más del doble del nivel observado en 2010 (3,6 horas). Sin embargo, el nivel óptimo de almacenamiento varía según el recurso solar y los costes del almacenamiento y los colectores, pero generalmente está en el rango de 7 a 10 horas. La tendencia hacia mayores niveles de almacenamiento y factores de capacidad de las plantas de termosolares puestas enmarcha se puede observar en la Figura 3. Esto ha sido respaldado por el movimiento del mercado desde España, donde la radiación normal directa (DNI) está típicamente en el rango de 2.000 a 2.250 kWh/m2/año hacia mercados con niveles más altos de DNI (Figura 4) desde 2014 en adelante. projects in the process of being commissioned in China, the global weighted average LCOE for 2019 is likely to be lower than 2018. The results of recent auctions and PPA programmes suggest that a step-change in CSP competitiveness will occur in the next four years, as the cost of electricity from CSP will potentially fall into the range of 0.060.1 US$/kWh.With its ability to provide dispatchable renewable power, CSP could play an increasingly important role in allowing high shares of solar PV and wind in areas with good direct solar resources. Lower total installation costs and higher capacity factors are driving the decline in the cost of electricity from CSP. The global weighted average total installed cost of CSP fell by 28% in 2018, year-on-year, falling from around 7,200 US$/kW in 2017 to 5,200 US$/kW in 2018. At the same time, the global weighted average capacity factor increased from 39% in 2017 to 45% in 2018. Although year-on-year variability in average installed costs is relatively high due to the small number of projects commissioned in any one year, the decline in 2018 to around 5,200 US$/kW is likely to be sustained given that a number of Chinese CSP plants will be commissioned in 2019 that have a lower installed costs than other markets. The 5th and 95th percentile range for individual projects commissioned in 2018 starts at around 3,400 US$/kW and ends at around 7,000 US$/kW, depending on project location and storage duration (Figures 2 and 3). CSP projects can achieve the lowest LCOE by including storage to improve the overall utilisation of the project’s power block and associated investments. This has been reflected to some extent in trends in deployment, as the average storage of projects commissioned in 2018 (8.3 hours) was more than twice the level observed in 2010 (3.6 hours). The optimal level of storage, however, varies depending on the solar resource and the storage and collector costs, but is typically in the range of 7–10 hours. The trend towards higher levels of storage and capacity factors for commissioned CSP plants can be seen in Figure 3. This has been supported by the shift in the market away from Spain, where the direct normal irradiance (DNI) is typically in the range of 2,000 to 2,250 kWh/m2/year, towards markets with higher levels of DNI (Figure 4) from 2014 onwards. Figura 3. Tendencias del factor de capacidad para plantas termosolares por tecnología y duración del almacenamiento, 2010–2018 | Figure 3. Capacity factor trends for CSP plants by technology and storage duration, 2010–2018 Figura 4. Niveles de radiación normal directa para proyectos de termosolares por año de puesta en servicio y tecnología, 2010–2018 | Figure 4. DNI levels for CSP projects by commissioning year and technology, 2010–2018
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