El LCOE (Levelized Costs of Energy)

¿Qué es?

En el mundo de la energía eléctrica, la mención a los costes que tiene cada tecnología son constantes. Que si la fotovoltaica es cara, que si la inversión de la nuclear es altísima, que si la hidroeléctrica es barata, etc.

Lo cierto es que existe una manera de poder comparar entre tecnologías relativamente bien, y es mediante el LCOE (Levelized Costs of Energy) o Costes Nivelados de la Energía en su traducción al castellano. El LCOE nos sirve, según su propia definición, para comparar costes unitarios a lo largo de la vida económica de diferentes tecnologías, es decir, corresponden a los costes que un inversor ha de hacer frente en condiciones de estabilidad de precios de la electricidad, y asumiendo una certeza en los costes de producción dados. En otras palabras, definen los costes en ausencia de los riesgos asociados al mercado o a la tecnología. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), se aproximan bastante bien a los costes reales en un mercado monopolista regulado, si bien sufren distorsiones en mercados eléctricos liberalizados.

El análisis DCF (Discount Cash-Flow).

Para establecer el LCOE, se utiliza el Flujo de Caja Actualizado, utilizado habitualmente en finanzas para evaluar un proyecto o una empresa. Representa el valor actual de los flujos de caja futuro descontándolos a una tasa que refleja el coste de capital aportado. Para este análisis, se suponen dos cosas:
– Precio estable de la electricidad producida y vendida.

– Tasa de interés estable: se toman generalmente dos escenarios, uno con una tasa del 5% y otra con una tasa del 10%.
La fórmula.

 

 

 

La metodología de la IEA.

Incertidumbre de los datos.

Es realmente complicado obtener unos valores medios representativos. Los costes varían de región a región (OECD, No OECD), e incluso dentro de una misma región (EEUU, Europa). De hecho, la realidad es que cada planta tiene unos costes únicos… Aquí en España, tenemos plantas de ciclo combinado que apenas generan un 20% de lo que deberían, y otras que gracias a su situación geográfica y a que al operador de la red le viene muy bien tenerlas ahí acopladas, llegan a ser rentables. Además, en los mercados liberalizados es complicado reunir los datos al existir menor transparencia, y en otros son estimaciones. Existen muchos factores qeu van a determinar el coste y la rentabilidad de la planta: retrasos en la ejecución conllevarán unos sobrecostes que retrasarán las amortizaciones inicialmente planeadas, o un factor de carga mal estimado podría dar al traste con el margen de ingresos con que se contaba inicialmente. Además de los precios que marca el mercado, como el de la tonelada de CO2, que si bien marcó durante un tiempo los 30 $/t., actualmente está por debajo de 10 $. Todo esto hace que el LCOE sea dinámico, y vaya fluctuando para una misma planta. Imaginad ahora hacer una burda mediana de 100 instalaciones de medio mundo, lo que nos dará como resultado será un valor que probablemente sea muy poco representativo en algunas regiones.

Resultados.

Existen varios estudios e informes. Personalmente, los que más me gustan son dos, los de la IEA, y los de la EIA (Energy Information Administration). El primero evaluó en 2010 138 instalaciones de medio mundo (no, no tenemos España), mientras que el segundo es sólo de EEUU.

Projected Costs of Generating Electricity 2010 – IEA

Dentro del documento de la IEA tenemos multitud de tablas con los LCOE, pero me parece más interesante (y corto) poner el gráfico de arriba para constatar la variabilidad y la horquilla tan grande que tenemos según nos desplacemos de una tecnología a otra y de una región a otra. La tecnología nuclear en Europa es tan barata como la eólica terrestre en Norteamérica, mientras que una central de carbón asiática es más barata que su homóloga europea o norteamericana. Las variaciones son evidentes.

LCOE desagregado para diferentes tecnologías en EEUU según EIA 2012.

En España, Endesa sacó una gráfica de estructura de costes por tecnologías convencionales:

Donde se ve el por qué las grandes compañías consideran que sus centrales nucleares e hidroeléctricas no están amortizadas: sencillamente lo enrasan por encima del precio medio del mercado, algo que tampoco tiene lógica para centrales de ciclo combinado, proyectadas para cubrir puntas a un precio de mercado mucho mayor, no al medio.

Lo que sí parece claro es que los costes fijos+variables más bajos los posee la hidroeléctrica, seguida de la nuclear, pese a que el coste total es… curiosamente el mismo.

Conclusiones.

En definitiva, y aceptando las tremendas variaciones que se dan de una región a otra, los factores más importantes que pueden hacer crítico el LCOE son los siguientes:

– Para todas la tecnologías: la tasa de interés tomada. Una tasa más pequeña, de un 5%, hace mucho más competitivas las tecnologías con elevados costes de inversión como la nuclear.

– Carbón: Coste de inversión, combustible y en menor grado, el coste del CO2.

– Gas natural: Combustible. Actualmente un ciclo combinado cuesta unos 500 €/kW, lo que nos da que una típica planta de 400 MW tiene unos costes de inversión de 200 millones €, pese a gastar casi 150 millones € en gas natural cada año.

– Nuclear: Coste de inversión (que además ha de contemplar los sucesivos costes que cada año ha de desembolsar en materia de seguridad).

– Eólica terrestre: Factor de carga y coste de inversión. El factor de carga no supone limitación para el resto de tecnologías térmicas, según la IEA, pero como ya sabemos, el mercado puede hacer que éste baje hasta hacer la instalación muy poco o nada rentable.

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Fuentes:

IEA – Projected Costs of Generating Electricity

EIA – Annual Energy Outlook 2012

Blog de Manuel Conthe – Déficit tarifario, causas y soluciones

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