Coste de la electricidad por fuente

El costo de la electricidad generada a partir de diferentes fuentes mide el costo de la generación de electricidad al incluir la amortización del capital financiero inicial, el rendimiento de la inversión, así como los costos operativos, de combustible y de mantenimiento esencial. El precio se mide normalmente en unidades monetarias locales divididas por unidades de medida de trabajo de la electricidad producida, por ejemplo centavos por kilovatio - hora para números pequeños, o dólares por megavatio-hora para cantidades más grandes. Costo de energía nivelado (LCOE, también conocido como costo de energía nivelado o LEC) es un índice de la competitividad de las diferentes tecnologías de generación de electricidad, diversificada por tipo de fuente de energía y por vida media de las plantas. Representa una estimación económica del costo medio necesario para financiar y mantener una planta de producción de energía durante su vida útil, en relación con la cantidad total de energía generada durante el mismo intervalo de tiempo. Por lo tanto, el coste de nivel de la energía constituye un valor de referencia para el precio al que se vende la energía por unidad de electricidad generada, con el fin de obtener un rendimiento económico adecuado de los costes de financiación y mantenimiento de la propia instalación durante su ciclo de vida.

Al calcular los costos, se deben considerar varios factores de costo intrínsecos. (Tenga en cuenta que el uso de la palabra "costo" , no corresponde al precio de venta, ya que esto puede ser alterado por una variedad de factores como las subvenciones a ciertos tipos de energía y fuentes de energía, y a los cargos opuestos en el otro): para evaluar el costo total de producción de electricidad, las corrientes de costos se convierten en un valor actual neto utilizando el concepto del valor temporal del dinero. En este caso, los costos se juntan utilizando un flujo de efectivo descontado aquí (" flujo de efectivo descontado ") y aquí. Otra lista del cálculo de costos se muestra aquí:, aquí, y, E. British Petroleum ha declarado que las energías renovables están en una curva de costos decreciente, y entre ellas la energía solar fotovoltaica incluso más que las turbinas eólicas, mientras que las fuentes no renovables están en una curva de costos creciente.

El coste denominado LEC (coste energético nivelado) es el precio al que se debe generar electricidad a partir de una fuente específica para ser incluida en los gastos, es decir, el punto de equilibrio. : L Y C = ∑ t = 1 y Me t + M t + F t ( 1 + r ) t ∑ t = 1 y Y t ( 1 + r ) t {\displaystyle \mathrm {LEC} ={\frac {\sum _{t=1}^{n}{\frac {I_{t}+M_{t}+F_{t}}{\left({1+r}\derecho)^{t}}}}{\sum _{t=1}^{n}{\frac {E_{t}}{\left({1+r}\derecho)^{t}}}}}} donde Por lo general, los LEC se calculan para el tornillo que opera de 20 a 40 años, y se proporcionan como unidades monetarias por kilovatio-hora, por ejemplo AUD / kWh (Dólares Australianos), o EUR / kWh (Euro) o megavatio-hora, por ejemplo AUD / MWh (como en la tabla a continuación) Es un cálculo de equilibrio económico de los costos en todo el sistema de generación de energía, incluidos todos los costos a lo largo de la vida útil de la planta: inversiones iniciales, operación y mantenimiento, costos de combustible, costos de capital, y es muy útil para calcular el costo final real de la generación de electricidad de diferentes fuentes. Se puede definir mediante una única fórmula recomendada por la I. E. A. Al comparar los LECs entre sistemas alternativos, es muy importante definir los límites del'' sistema '' y los costos (incluso " ocultos ") que se incluyen en él. Por ejemplo, ¿tiene que calcular las líneas de transmisión y el sistema de distribución en costo? Por lo general, solo se incluyen los costos de conexión de la fuente de generación al sistema de transmisión, que se cuentan como costos del generador. Pero en algunos casos se requiere una actualización completa de la red, para que la transformación en alta tensión se transmita a 150 km de distancia y más allá. Esta es una elección delicada, porque algunas fuentes, como la nuclear, se construyen a más de 100 km de las ciudades, mientras que, por ejemplo, los generadores termoeléctricos de gas de ciclo combinado y los cogeneradores también se pueden construir dentro de las ciudades, donde también proporcionan la ventaja de la calefacción urbana. ¿Deben incluirse o no estos beneficios o costes colaterales en el cálculo de los costes energéticos? Quizás deberíamos incluir también estudios sobre los costes de investigación y desarrollo, sobre la posibilidad de gravar la fuente de energía con la consiguiente ganancia para el estado. ¿Y deberían incluirse los costos de impacto ambiental y paisajístico? ¿Deberían incluirse los costes para la salud pública y los daños al medio ambiente? ¿Deben calcularse en el LEC los costos sistémicos de las subvenciones gubernamentales? Otra cuestión clave es la decisión sobre el valor de la tasa de descuento r {\displaystyle r} . El valor que se elige para r {\displaystyle r} a menudo puede cambiar radicalmente los ''pesos en las escalas'' que determinan la decisión entre una opción energética y otra, por lo que la decisión debe sopesarse cuidadosamente contra el conjunto histórico de tipos de interés. Por ejemplo, se compromete a construir las centrales hidroeléctricas y nucleares que tienen un combustible de bajo costo o cero costo, pero que requieren 6 - 10 años para completarse, acumulan muchos intereses antes de comenzar a recuperar el capital invertido) cuando se espera que los costos de capital se mantengan bajos durante unos años (Ver tasa interna de retorno). La tasa de descuento depende del costo del capital, incluido el equilibrio entre la financiación de deuda (" financiación de deuda ") y la autofinanciación (" financiación de capital ") a través de bonos e Inversiones de capital, lo que permite establecer el riesgo para la empresa.

Las tablas a continuación enumeran una estimación de los costos de electricidad por fuente para las plantas que han entrado o entrarán en servicio antes de 2016. Las tablas son de un informe del Departamento de energía de los Estados Unidos (DOE) publicado el 16 de diciembre de 2010. Estos cálculos reflejan un ajuste para tener en cuenta el alto nivel de dióxido de carbono producido por las centrales eléctricas de carbón. Del informe al DOE: el informe adjunto a la tableta afirma que (énfasis añadido por Wikipedia): "los costos nivelados representan el valor actual del costo total para construir y operar una planta para generar energía basada en los supuestos de vida financiera que el ciclo de trabajo, transformado en pagos iguales por año y expresado en términos de dólares reales para eliminar el impacto de la inflación. Los costos nivelados reflejan los costos de capital, los costos de combustible, los costos fijos y variables de operación y mantenimiento, los costos de financiamiento y las hipótesis de tasa de utilización para cada tipo de planta." .

En marzo de 2010, Parsons Brinckerhoff publicó un nuevo informe sobre los costes de generación nivelados en el Reino Unido. Establece una variabilidad de costos para cada fuente, debido a diversas incertidumbres inevitables. Las turbinas de gas de ciclo combinado sin captura de CO 2 no pueden compararse directamente con otras tecnologías con bajas emisiones de carbono en el estudio PB. Los supuestos utilizados en este estudio se proporcionan en el informe, el informe de los ingleses no cubría la energía solar (muy escasa y cara en Gran Bretaña) o incluía subsidios gubernamentales que están "ocultos" a la "nueva Nuclear" , que debería aumentar (según varias estimaciones), los costos de 18 £/MWh 67 £/MWh por encima de los valores declarados. Otra estimación británica para 2010 es el estudio Mott MacDonald, publicado por DECC en junio de 2010.

Un informe de los LECs utilizados por la Comisión de energía de California está disponible. A partir de esta relación, el precio por MWh para una fuente de energía municipal se muestra aquí: tenga en cuenta que los valores anteriores incorporan desgravaciones fiscales para varios tipos de centrales eléctricas. Las subvenciones oscilan entre el 0% (para el carbón) y el 14% (para la energía nuclear) y más del 100% (para la energía solar). La siguiente tabla proporciona una selección de "LEC" (costos de energía nivelados) de dos de los informes gubernamentales más grandes de Australia. Tenga en cuenta que estos LECs no incluyen ningún costo adicional derivado de las emisiones de gases de efecto invernadero (como podría haber ocurrido con la introducción de un impuesto al carbono o basado en escenarios de mercado de emisiones) asociado con diferentes tecnologías. En 1997, la asociación comercial alemana de aerogeneradores (wirtschaftsverband Windkraftwerke e. V. –WVW) encargó un estudio de los costes de generación de electricidad a partir de centrales eléctricas convencionales, un estudio realizado por el Instituto Rheinisch - Westfälischen para la Investigación Económica (RWI). RWI pronosticó los costes de producción de electricidad por kWh para la carga de base para el año 2010 como se indica: la parte clasificada como carga de base representa aproximadamente el 64% de la producción total de electricidad. Los costes aceptables para la producción de electricidad de carga media y pico son considerablemente más elevados. El valor medio de los costes de producción de electricidad para todas las clases de producción de electricidad convencional y para los perfiles de carga en 2010 fue de 10,9 céntimos de euros a 11,4 ct de euros por kWh. El RWI calculó esto en la hipótesis de que los costos de producción de energía dependerían de la evolución del precio del petróleo crudo y que el precio del petróleo sería sobre nosotros.23 por barril en 2010. De hecho, el precio del petróleo es de unos 80 dólares a principios de 2010. Esto significa que los costos reales de la generación de electricidad convencional deben ser necesariamente más altos que las estimaciones anteriores de RWI. La WVW considera la tarifa incorporada legislativamente (" feed - in - tariff ") como la base para calcular el costo de producción de electricidad a partir de fuentes renovables, esto se debe a que la ley alemana lo hace económicamente viable, asegurando que la financiación esté en relación con la energía producida y no se emita dióxido de carbono (ley alemana de fuentes de energía renovables - EEG). Los siguientes valores son un resumen de los costos de producción de electricidad en las plantas de generación de electricidad en 2010: .

Los costos brutos derivados del análisis anterior son solo una parte del panorama en la planificación y el costo de una red eléctrica moderna. Otras consideraciones son la distribución de carga (perfil de carga), ad. Por ejemplo, cómo varía segundo a segundo, minuto a minuto, hora a hora, mes a mes. Generalmente se requiere una mezcla de opciones de planta para cumplir con los cambios de carga, y el costo general de cómo cumplir con esta carga es importante. La energía eólica impredecible tiene una capacidad muy pobre para contribuir a la carga, debido al factor de baja capacidad, y por lo tanto durante las condiciones de viento bajo y calma plana (a menudo verano), es necesaria una forma de respaldo (proporcionada principalmente por generadores movidos por turbina de gas de ciclo combinado o motor diesel). Para satisfacer la demanda máxima en un sistema, que solo puede persistir durante unas pocas horas en todo un año, vale la pena usar plantas baratas de construir, pero bastante caras de operar continuamente - por ejemplo, algunas grandes redes también pueden usar el desprendimiento de carga acoplado a los generadores diesel en términos de pico o en el más extremo, - el costo de producción por kWh y muy alto se compensa con el ahorro de tener que construir otra capacidad más cara y de la reducción en el uso de una reserva de otra manera variable e ineficiente Casi todas las demás formas de generación de energía requieren un respaldo diario o anual, de una manera menos extensa. En el caso de la energía eólica, la extrema variabilidad del recurso eólico agrega costos adicionales en términos de la necesidad de combinar otros equipos de la reserva, como los de generación de energía a gas natural, o diesel, o generadores hidroeléctricos de las penstocks que conducen el agua a la cima en las colinas de los muelles durante los períodos de fuerte viento y obtener alrededor del 90% de la energía liberada durante los períodos de calma muerta. Esto se debe al hecho de que el viento deja de soplar incluso a lo largo de las orillas del océano y a menudo lo hace durante mucho tiempo. Algunos defensores de la energía eólica argumentan que considerando una red eléctrica paneuropea los costos de respaldo tienden a ser bajos (debido a la presencia de muchas plantas termoeléctricas y presas), lo que resulta en costos finales de energía eólica similares a los de la corriente actual. Sin embargo, esta es generalmente considerada una posición demasiado optimista, aplicable solo para una parte marginal de la energía, en lugares donde hay montañas, montañas, presas o antiguas centrales termoeléctricas. En el Reino Unido, el costo de conectar nuevas turbinas eólicas "offshore" , desde el punto de vista de la conexión a la red eléctrica, ha sido calculado consistentemente por Grid/DECC/Ofgem como 15 mil millones de libras para 2020. Estos 15. 000. 000. £ 000 no incluye el costo de ninguna nueva conexión a la red europea-interconectores,o una "supergrid" , como algunos dicen. Cuando se agrega una nueva planta a un sistema de energía o una red de distribución, los efectos son muy complejos: por ejemplo, al agregar energía eólica a una red, tiene los costos marginales asociados con la producción, con un recargo de aproximadamente £20 / MWh (en su mayor parte debido al mantenimiento, reemplazo de la caja de engranajes y cojinetes, por ejemplo, y el costo debido a la falla, otras fuentes y posibles multas), e incluso si todavía ofrecerá energía eléctrica más barata que una planta de combustibles fósiles, el mercado de la electricidad tenderá a expulsar del sistema a una planta aunque solo sea marginalmente más cara Con el desarrollo de los mercados, se hace extremadamente difícil para cualquier inversor estimar los impactos probables y la relación costo / beneficio de invertir en un nuevo sistema, ya que en los sistemas eléctricos, que están regulados por el mercado libre, tiende a crear una escasez incipiente de pico eléctrico de capacidad, debido a las dificultades que tienen los inversores para estimar con precisión el adivina qué hará la competencia El costo de £15B es conectar los "parques eólicos marinos" con cables que normalmente tienen menos de 12 km de largo, al punto de conexión Británico "shoreore" más cercano en la costa. El costo de la conexión eléctrica y transmisión de generadores eólicos y otros tipos de generadores en el Reino Unido hasta 2020, es de 4,7 mil millones de libras (cálculos de 2010).

La calefacción urbana, que consiste en la venta de parte del calor producido por la planta a barrios o ciudades cercanas, es una opción muy viable en otoño e invierno, especialmente en el caso de los generadores de pilas de combustible (hidrógeno), turbinas de gas o generadores diesel - eléctricos. En Rusia hay centrales eléctricas de carbón en el medio de las ciudades, que envían calor al vecindario donde se encuentran. Estos procedimientos reducen la eficiencia del sistema de generación de energía eléctrica, pero si desea evitar el calentamiento excesivo del medio ambiente, la venta de calor a los edificios circundantes, reduce indirectamente el costo total de la electricidad producida.

Teóricamente, el costo de la cogeneración de electricidad viene dado por la diferencia entre el costo de la caldera simple y el co - generador amortizado con el tiempo (como, por ejemplo, el modelo en tándem que funciona con la red de gas natural), y el aumento de uso este valor tiende a ser el menor (con la excepción del mantenimiento del motor de la cogeneración, que tiene necesidad de aceite lubricante, filtros de aire, y aceite, y velas, sucesivamente.) obviamente en primavera y verano este sistema no debe iniciarse, y se puede recurrir a la producción de energía (y calor) a través de paneles solares La cogeneración consiste en quemar un combustible para producir calor (para calentar, baños, piscinas, etc), y al mismo tiempo, la adopción de sistemas que permitan la producción simultánea de electricidad con la misma cantidad de combustible.

Algunos de los costos que afectan el costo de la energía son tipo de seguro. En los Estados Unidos de América, los empresarios y las empresas evalúan cuidadosamente esos costos, y muchos dicen que el bajo número de centrales nucleares construidas en los Estados Unidos después de 1986 se debe a esas causas. Algunos de los daños causados por el uso de fuentes de energía fósiles, causados por el uso de carbón, petróleo o incluso el gas natural más limpio, no son gravados adecuadamente por los estados sobre las empresas. Los daños al medio ambiente (por ejemplo, a la agricultura y al turismo) y a la salud (costes adicionales para las personas y los sistemas sanitarios nacionales) suelen recaer exclusivamente en la comunidad. Por esta razón, se ha propuesto el impuesto al carbono, como un método para hacer más justo el reparto de costes debido a los efectos secundarios de la cadena energética. Muy a menudo los desastres tienen una gravedad que excede el nivel máximo de compensación garantizado por el seguro, como por ejemplo sucedió en el desastre en el Golfo de México en 2010, que vio la explosión y la pérdida integral de la plataforma petrolera, "y el horizonte de Aguas Profundas" y luego una serie de daños extensos causados por el escape de petróleo directamente desde la vertical del pozo, que ha corrompido la pesca, turismo y ecología de varios países Porque desastre significa un accidente que causa no solo pérdidas físicas, o el funcionamiento del sistema, sino que el daño es muy extenso, con daños letales a vidas humanas y animales, incluso fuera de él, y la depreciación o el abandono total de la tierra y los bienes raíces, y la maquinaria y/o industrias que se encuentran en ellos. Alrededor de la planta de Chernóbil ''(aunque 2 reactores continuaron funcionando) fue necesario evacuar permanentemente a la población en el territorio dentro de un radio de 50 km de la planta, dejando la ciudad de Pryp "jat" . Se estima que tal evacuación permanente tendrá que llevarse a cabo alrededor de la central nuclear de Fukushima Dai -chi, lo que implica el desplazamiento definitivo de 100. 000 - 200. 000 personas, con el abandono de muchos hogares y el cese de muchas actividades económicas.

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