Energías Renovables | Renewable Energies www.futurenergyweb.es 64 FuturEnergy | Mayo-Junio/May-June 2020 ro cada vez mayor de centrales eléctricas de carbón, lo que aumenta el riesgo de un número creciente de activos varados. La comparación de estos costes de electricidad con el análisis realizado por Carbon Tracker (Carbon Tracker, 2018) de los costes operativos de más de 2.000 GW de centrales de carbón sugiere que 1.200 GW de centrales de carbón pueden tener costes operativos más altos que el precio promedio de la nueva fotovoltaica a gran escala en 2021, mientras que para el precio promedio de la electricidad ligeramente más alto de la eólica terrestre, habría 850 GW de capacidad de carbón. Desmantelar los 500 GW menos competitivos de centrales de carbón existentes y reemplazarlos con solar fotovoltaica y eólica terrestre reduciría los costes de generación del sistema, y potencialmente también los costes que se repercuten a los consumidores, entre 12.000 M$ y 23.000 M$ anualmente, dependiendo de la evolución de los precios del carbón y los factores de capacidad del carbón en 2021. Parar 500 GW de las centrales de carbón existentes menos competitivas reduciría la generación de carbón en alrededor de 2.170 TWh, reduciendo las emisiones de CO2 en 1.8 Gt (5% de las emisiones mundiales de CO2 en 2019). Reemplezar 500 GW de carbón generaría un estímulo por valor de 940.000 M$ o más, superando el despliegue de fotovoltaica y eólica terrestre del año pasado, o alrededor del 1% del PIB mundial. Solar y eólica han alcanzado “tasas de aprendizaje” impresionantes desde 2010. El despliegue en constante aumento, el perfeccionamiento de la tecnología y la creciente experiencia de los desarrolladores y los países han resultado en factores de capacidad más altos y menores costes totales de instalación a lo largo del tiempo. Para el período 2010 a 2019, la tasa de aprendizaje del LCOE fue del 36% para la solar fotovoltaica, del 23% para termosolar y eólica terrestre, y del 10% para la eólica marina. Al extender el período examinado para termosolar, eólica terrestre y fotovoltaica a gran escala hasta 2021, al incluir los precios globales promedio ponderados de la electricidad de la Base de Datos de Subasta y PPAs de IRENA, la tasa de aprendizaje de la fotovoltaica a gran escala aumenta al 40% para el período 2010-2021. Durante el mismo período, la tasa de aprendizaje de la termosolar aumenta significativamente al 38% y la de la eólica terrestre al 29%. La misma cantidad de dinero invertida en renovables hoy produce mucha más nueva capacidad que hace una década. La capacidad renovable puesta en servicio en 2010, 88 GW en todo el mundo, representó inversiones combinadas por valor de 210.000 M$, en dólares de 2019. En 2019 se puso en marcha el doble de capacidad por 253.000 M$, solo alrededor de un quinto más en términos de valor de inversión. plants, raising the risk of a growing number of stranded assets. Comparing these electricity costs to an analysis by Carbon Tracker (Carbon Tracker, 2018) of the operating costs of over 2,000 GW of coal-fired power plants, suggests 1,200 GW of coal-fired power plants may have higher operating costs than the average price of new utility-scale solar PV in 2021, while for the slightly higher average electricity price for onshore wind, it would be 850 GW of coal capacity. Retiring the least competitive 500 GW of existing coal-fired plants and replacing them with solar PV and onshore wind would reduce system generation costs - and potentially also the costs passed on to consumers - by between US$12 billion and US$23 billion per year, depending on the evolution of coal prices and coal-fired power capacity factors in 2021. Retiring 500 GW of the least competitive existing coal-fired power plants would reduce coal generation by around 2,170 TWh, reducing CO2 emissions by 1.8 Gt (5% of global CO2 emissions in 2019). The 500 GW coal replacements would yield a stimulus worth US$940 billion over and above the past year’s solar PV and onshore wind deployment, or around 1% of global GDP. Solar and wind power have achieved impressive “learning rates” since 2010. Steadily rising deployment, technological refinements and growing developer and country experience have seen higher capacity factors and lower total installed costs over time. For the period 2010-2019, the LCOE learning rate was 36% for solar PV, 23% for CSP and onshore wind and 10% for offshore wind. Extending the period examined for CSP, onshore wind and utility-scale solar PV out to 2021, by including the global weighted-average electricity prices from the IRENA Auction and PPA Database, sees the learning rate for utility-scale solar PV increase to 40% for the period 2010-2021. Over the same period, the CSP learning rate increases significantly to 38% and that of onshore wind to 29%. The same amount of money invested in renewable power today produces far more new capacity than it would have a decade ago. Renewable power generation capacity commissioned in 2010 - totalling 88 GW for the year worldwide - represented combined investments worth US$210 billion in 2019. Twice as much was commissioned in 2019 for US$253 billion - only around one-fifth more in terms of investment value. Cost trends by technology The global weighted-average LCOE of utility-scale solar PV fell by a precipitous 82% between 2010 and 2019, from a value of 0.378 $/kWh in 2010 to 0.068 $/kWh in 2019. This decline in LCOE was driven by the 90% reduction in module prices between 2010 and 2019, which with declining BoS costs, saw the global weighted-average total installed cost fall by 79% over the same period. The global weighted-average total installed cost of projects commissioned in 2019 fell below the 1,000 $/kWh mark for the first time, to just 995 $/kWh, 18% lower than in 2018. India leads the world, in having the lowest weighted-average total installed costs of 618 $/kWh in 2019. Competitive cost structures are not confined to established markets anymore, however. Market growth in Ukraine and Vietnam, for example, shows how PV continues to become a cost competitive technology choice in a growing number of settings. The weighted-average total installed cost in Ukraine in 2019 was 874 $/kWh, while it was 1,054 $/kWh in Vietnam. By year of commission, the global weighted-average capacity factor for new utility-scale solar PV increased from 13.8% in 2010
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