En el trabajo “Proyectos Solares a Escala[1]. Tendencias empíricas en la tecnología del proyecto, costos, rendimiento, y precios de PPA en los Estados Unidos – Edición 2018, elaborado por  Mark Bolinger, Joachim Seel del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley se analiza la evolución de PPAs fotovoltaicos en los Estados Unidos en los últimos años.

Precios de los  acuerdos de compra de energía (PPA)

El costo de instalación, operación y mantenimiento de un proyecto fotovoltaico a escala, junto con su factor de capacidad, son determinantes clave del costo de energía nivelado de un proyecto (“LCOE”), así como del precio al que la energía solar puede venderse de forma rentable a través de un acuerdo de compra de energía a largo plazo (“PPA”). En base a datos compilados entre una gran muestra de proyectos fotovoltaicos a escala en los EEUU se presentan a continuación las tendencias en precios de PPA. La muestra analizada incluye 232 contratos PPA que suman 14.461 MW.

La población a partir de la cual se extrae esta muestra incluye solo aquellos proyectos a escala que venden electricidad (así como la capacidad asociada y créditos de energía renovable o “REC”) en el mercado mayorista de energía a través de un PPA a largo plazo a empresas de servicios públicos u otros compradores como resultado de licitaciones competitivas o negociaciones bilaterales.

Para cada uno de los contratos en la muestra, estos precios de PPA reflejan la recepción de incentivos fiscales federales (por ejemplo, el 30% de crédito tributario de inversión o subvención en efectivo, depreciación fiscal acelerada) e incentivos estatales (por ejemplo, subvenciones, incentivos de producción, diversos créditos fiscales), por lo cual, los mismos serían más altos si no fuera por estos incentivos. Como tal, los precios nivelados de PPA presentados en esta sección no deberían equipararse con un LCOE de un proyecto no subvencionado.

Los precios del PPA han caído drásticamente en todas las regiones del país.

La figura A muestra las tendencias en los precios del PPA fotovoltaicos nivelados (utilizando una tasa de descuento real del 7%) a partir de la muestra del contrato completo a lo largo del tiempo. Cada burbuja en la figura A representa un solo PPA, con el color de la burbuja representando la región en la que se ubica el proyecto subyacente, el área de la burbuja correspondiente al tamaño del contrato en MW, y la ubicación de la burbuja que refleja tanto el precio de PPA nivelado (a lo largo del eje vertical) como la fecha en la que se ejecutó el PPA (a lo largo del eje horizontal). La figura B, mientras tanto, es esencialmente la misma que la figura A, excepto que enfoca solo en los PPA que se firmaron desde el inicio de 2015.

Figura A: Precios nivelados de PPA por región, tamaño del contrato y fecha de ejecución de PPA: Muestra completa

Fuente: https://emp.lbl.gov/sites/default/files/lbnl_utility_scale_solar_2018_edition_report.pdf

Figura B: Precios de PPA nivelados por región, tamaño del contrato y fecha de ejecución de PPA: Contratos del período 2015-2018

Fuente: https://emp.lbl.gov/sites/default/files/lbnl_utility_scale_solar_2018_edition_report.pdf

Vale la pena destacar una serie de aspectos de las figuras A y B:

  • Los precios de los PPA han disminuido de manera constante y significativa a lo largo del tiempo. En 2011, los precios de PPAs fotovoltaicos que excedían los 100 U$S/MWh eran bastante comunes. Sin embargo, desde principios de 2015, los precios de PPA nivelados más altos que 50 U$S/MWh han sido más la excepción que la regla, generalmente limitados a algunos proyectos en áreas de alto precio como Hawaii y Long Island, y/o proyectos que también incorporar cantidades significativas de almacenamiento con baterías de larga duración. En cambio, la mayoría de los contratos recientes en la muestra tienen un precio inferior a 40 U$S/MWh (nivelado, en dólares reales de 2017), con un número de ellos por debajo de 30 U$S/MWh (o incluso 20 U$S/MWh).
  • Aunque California y el suroeste todavía dominan la muestra, el mercado se ha expandido a otras regiones en los últimos años. Entre la submuestra de PPA ejecutada después de 2014, el 60% de los contratos que representan el 68% de la capacidad son para proyectos ubicados en California o el Suroeste. Este número es significativamente menor que el 85% de los contratos que representan el 89% de la capacidad dentro del sub -muestra de PPA ejecutados hasta 2014. Los mercados en expansión incluyen principalmente el sudeste (14% de la capacidad posterior a 2014 en la muestra) y Texas (11%).
  • El costo incremental de almacenamiento no parece prohibitivo. La muestra incluye ocho proyectos diseñados y construidos con almacenamiento en base a batería de larga duración (es decir, de 4 a 5 horas). Estos ocho proyectos se distinguen en la figura B al sombrear sus burbujas (y, más obviamente, mediante la etiqueta indicativa con flechas). Cada uno de estos proyectos (más otros para los cuales la información del precio del PPA aún no está disponible) no parecen tener un precio con una prima significativa en comparación con otros proyectos contemporáneos ubicados dentro de las mismas regiones, pero que carecen de almacenamiento.
  • Los proyectos más pequeños a menudo son igualmente competitivos. Aunque recientemente se han anunciado varios contratos grandes y de bajo precio, los proyectos más pequeños (por ejemplo, en el rango de 20-50 MW) tienen precios de PPA que, en algunos casos, parecen tan competitivos como los proyectos más grandes. En muchos estados, los proyectos muy grandes pueden enfrentar mayores desafíos de desarrollo que los proyectos más pequeños, que incluyen una mayor sensibilidad ambiental y requisitos de permisos más estrictos, así como mayores obstáculos de interconexión y transmisión. Una vez que un proyecto crece más allá de un cierto tamaño, los costos de superar estos desafíos incrementales pueden superar cualquier beneficio de las economías de escala en términos del efecto sobre el precio del PPA.
  • No todos estos proyectos están conectados a la red, pero actualmente no hay una razón convincente para pensar que no se construirán. Este estudio rastrea los precios del PPA por fecha de ejecución del contrato, lo que significa incluir proyectos que todavía están en desarrollo, para brindar una mejor idea de dónde está (o estaba) el mercado en cualquier punto dado en el tiempo. A agosto de 2018, más del 80% de todos los proyectos y la capacidad dentro de la muestra de PPA estaban operando total o parcialmente, y el resto representaba contratos firmados recientemente para proyectos que aún están en desarrollo o en construcción. Si bien queda por ver si todos estos proyectos pueden ser construidos y operados de manera rentable bajo los términos agresivos del precio del PPA que se muestran en las figuras A y B, la muestra no incluye ningún PPA que ya haya finalizado.

La figura C retrata los datos de la figura A de una manera ligeramente diferente, para ilustrar más claramente la fuerte tendencia descendente del precio medio. Los marcadores de círculo muestran el precio de PPA nivelado de cada contrato individual agrupado por el año en que se firmó el contrato (cada círculo en la figura corresponde a una burbuja en la figura A), mientras que las columnas sombreadas en azul muestran los precios promedio ponderados por generación de aquellos contratos individuales nivelados. Los precios de PPA nivelados para proyectos fotovoltaicos a escala de servicios dentro de la muestra cayeron consistentemente en 20-30 U$S/MWh por año en promedio desde 2006 hasta 2012, con descensos de precios menores promediando ~ 10 U$S/MWh desde 2013 hasta 2016. Después de una pausa en 2017, los precios parecen haber renovado su tendencia a la baja hasta ahora en 2018.

Figura C: Precios nivelados de los PPA fotovoltaicos ordenados por la antigüedad del contrato

Fuente: https://emp.lbl.gov/sites/default/files/lbnl_utility_scale_solar_2018_edition_report.pdf

Como se señaló anteriormente, algunos proyectos que integran la muestra de precios de PPA aún no se han construido y para aquellos que se han construido a menudo puede pasar un año o más entre el momento en que se firma un PPA y cuando el proyecto subyacente finalmente logra la operación comercial. Como resultado, la disminución en los precios del PPA con el tiempo parece más errática cuando se ve por fecha de operación comercial (en lugar de por fecha de ejecución de PPA). Las columnas azules en la figura D se basan en la fecha de ejecución de PPA (y coinciden con las mostradas en la figura C), mientras que las columnas naranjas muestran el precio promedio PPA ponderado en función de la generación en cada proyecto en operación comercial. Debido a que 2018 todavía está en progreso, se etiqueta como provisional. Aunque el precio nivelado promedio de los PPA firmados en 2017 es de ~ 41 U$S/MWh, el precio PPA nivelado promedio entre los proyectos que comenzaron a entregar energía en 2017 es mayor a ~ 49 U$S/MWh; y esta diferencia fue mucho mayor en años anteriores.

Figura D: Precios nivelados promedio de PPA fotovoltaicos ordenados por la antigüedad del contrato y la fecha de operación comercial

Fuente: https://emp.lbl.gov/sites/default/files/lbnl_utility_scale_solar_2018_edition_report.pdf

Los precios de la energía solar, en grandes partes no escalables y estables, pueden proteger contra el riesgo del precio del combustible

Aproximadamente dos tercios de los contratos de la muestra de PPA presentan precios que no escalan en dólares nominales durante la vigencia del contrato, lo que significa que los precios en realidad disminuyen con el tiempo en términos reales. La figura E ilustra esta disminución trazando a lo largo del tiempo, en dólares reales de 2017, el precio promedio ponderado por generación entre todos los PPA ejecutados dentro de un año determinado. En otras palabras, la figura E muestra el flujo de precios de PPA promedio ponderados según la generación a lo largo del tiempo.

Figura E: Promedio de precios ponderado por generación de PPA fotovoltaicos a lo largo del tiempo ordenado por antigüedad del contrato

Fuente: https://emp.lbl.gov/sites/default/files/lbnl_utility_scale_solar_2018_edition_report.pdf

Al ofrecer precios estables o incluso decrecientes en términos de dólares reales durante largos períodos de tiempo, la energía solar (y eólica) puede proporcionar a los compradores una cobertura a largo plazo contra el riesgo del aumento de los precios de los combustibles fósiles. La figura F ilustra este potencial al trazar el flujo futuro de los precios promedios y medianos de los contratos PPA de 81 proyectos fotovoltaicos de la muestra que se ejecutaron después de 2014 contra un rango de proyecciones de los costos de combustible de la generación con gas natural.

Figura F: Promedio de precios de PPA fotovoltaicos y proyecciones de costo de gas natural a lo largo del tiempo

Fuente: https://emp.lbl.gov/sites/default/files/lbnl_utility_scale_solar_2018_edition_report.pdf

De esta manera la figura F compara esencialmente el costo de los nuevos proyectos fotovoltaicos con el costo de la generación de gas existente. Sin embargo, esta comparación no es perfecta, dado que los generadores de gas existentes también incurrirán en una pequeña cantidad de costos operativos variables no relacionados con el combustible que no se contabilizan, y también pueden necesitar recuperar una parte de sus costos iniciales de capital para construir el proyecto. Tampoco los proyectos de gas natural y fotovoltaico tienen perfiles de salida o características ambientales equivalentes.

No obstante, como se muestra, tanto el promedio ponderado de generación como el precio medio de PPA comienzan muy por encima del rango de proyecciones de costo de combustible en 2018, pero disminuyen (en términos de dólares/MWh reales 2017) a lo largo del tiempo, ingresando al rango de costo de combustible en 2021 y eventualmente alcanzando, y luego cayendo por debajo, la proyección del costo de combustible del caso de referencia a mediados de la década de 2030.

Sobre una base nivelada (en dólares reales de 2017) de 2018 a 2046, los precios de los PPA fotovoltaicos llegan a 40,2 U$S/MWh (mediana) y 41,8 U$S/MWh (promedio ponderado por generación), en comparación con los 33,8 U$S/MWh para la proyección de costo de combustible en el caso de referencia, lo que sugiere que los bajos precios sostenidos del gas (y las expectativas de bajos precios del gas) han dificultado que la energía fotovoltaica compita con la generación a gas existente. Dicho esto, los precios de los PPA fotovoltaicos que se muestran en la figura F se han bloqueado contractualmente, mientras que las proyecciones de costos de combustible con los que se comparan son altamente inciertas: los costos reales de combustible podrían ser más bajos o potencialmente mucho más altos. De cualquier manera, como lo demuestra el amplio rango de proyecciones de costos de combustible a lo largo del tiempo, cada vez es más difícil prever los costos de los combustibles con precisión a medida que aumenta el plazo del pronóstico.

Además, como se señaló anteriormente, la comparación presentada en la figura F no es totalmente de manzanas a manzanas, ya que no incluye la recuperación de los costos de capital fijo en los que incurrirían los nuevos generadores a gas (u otras operaciones no combustibles, costos en que incurrirían tanto los generadores de gas nuevos como los existentes), mientras que los precios de los PPA fotovoltaicos se establecen en un nivel que pretende ser suficiente para recuperar todos los costos (es decir, tanto los costos iniciales de capital como los costos de operación continuos). Según una estimación, los costos de operación y mantenimiento de capital y no combustible pueden agregar de 21-54 U$S/MWh al costo nivelado de energía de una planta de ciclo combinado a gas. Además, a medida que la energía fotovoltaica combinada con almacenamiento se vuelve más competitivo, tal vez una comparación más apropiada sería para las plantas con gas que trabajan en el pico de demanda, que típicamente son menos eficientes que aquellas integradas en la figura F.