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CAPÍTULO 2<br />
Figura 2.6 – Comparación de los costos de generación nivelados (CNE) estimados a través de energías renovables<br />
en ALC con gas natural.<br />
CNE dólares/kWh<br />
0,45<br />
0,4<br />
0,35<br />
0,3<br />
0,25<br />
0,2<br />
0,15<br />
0,1<br />
0,05<br />
CNE de<br />
gas natural<br />
0<br />
Gas Natural<br />
Hidroeléctrica<br />
Eólica<br />
Utilidad solar<br />
fotovoltaica<br />
ESC sin<br />
almacenamiento<br />
Torre Solar con 7 h<br />
de almacenamiento<br />
Energía del oleaje<br />
Energía de mareas<br />
Geotérmica<br />
Biomasa y residuos<br />
Fuente: estimaciones de los autores y (Kost et al., 2013)<br />
asumiendo que todos los demás factores son iguales, las<br />
energías eólica y geotérmica podrían atender aumentos<br />
en la demanda con plazos de entrega más cortos.<br />
Africa<br />
Los resultados también indican que la energía solar fotovoltaica<br />
se encuentra<br />
Excl.<br />
cerca<br />
Land-Use<br />
a la<br />
Change<br />
paridad<br />
and<br />
con<br />
Foresty<br />
el gas. Estas<br />
estimaciones son muy cercanas a las cifras promedio<br />
en la base de datos IRENA. Sin embargo, a medida que<br />
Incl. Land-Use Change and Foresty<br />
la tecnología avanza rápidamente, el estudio también<br />
utiliza una proyección consensuada de los costos de<br />
capital futuros para estimar los LCOE previstos en 2025<br />
y 2050 20 preparados por el Instituto Fraunhofer para<br />
Sistemas de Energía Solar (Kost et al., 2013).<br />
2.9.2 EVOLUCIÓN PREVISTA DE LCOE (CURVAS<br />
DE APRENDIZAJE)<br />
Burkina Faso<br />
Las proyecciones de las curvas de aprendizaje se presentan<br />
en la Figura 2.7, e indican que, en comparación<br />
con el gas natural de ciclo combinado, se prevé que las<br />
energías hidroeléctrica, eólica y solar sigan mejorando<br />
su competitividad a través del tiempo, colocándose<br />
20<br />
La proyección se basa en factores de costo de capital obtenidos de Kost<br />
et al. (2013). Los costos de capital iniciales se basaron en los costos<br />
instalados de instalaciones recientes en la región, cuando estuvieron<br />
disponibles. La mayor parte de los analistas industriales proyectan<br />
descensos de los costos de la tecnología con factores de 0.9 a 0.7 de los<br />
precios actuales (Kost et al., 2013).<br />
en una posición sólida para hacer frente a la demanda<br />
futura. También se espera que la continuación de las<br />
tendencias en los costos de capital muy pronto harán<br />
que las instalaciones fotovoltaicas utilitarias sean muy<br />
competitivas, especialmente en zonas de alta radiación<br />
solar (la región de Atacama de Chile y Perú, la Guajira<br />
de Colombia y Venezuela, el noreste de Brasil y la región<br />
de Sonora en México son algunos ejemplos). Existe la<br />
expectativa de que la curva de aprendizaje continuará<br />
y hará disminuir los precios aún más. Los análisis de la<br />
industria indican reducciones potenciales adicionales<br />
de los costos del 40% para las instalaciones fotovoltaicas<br />
en 2017 (Deutsche Bank, 2015).<br />
También se estima que las instalaciones eólicas ya están<br />
en paridad con las redes, y se espera que continúen<br />
mejorando su competitividad a lo largo del tiempo. Bajo<br />
estas condiciones, uno podría esperar un desplazamiento<br />
generalizado de las instalaciones de gas natural como<br />
un proveedor potencial de energía en la región. El análisis<br />
también indica que las centrales fotovoltaicas y eólicas<br />
incluso competirán con las centrales hidroeléctricas<br />
en el corto plazo (Figura 2.7).<br />
Las estimaciones también indican la probabilidad de<br />
que la energía solar concentrada compita en el mediano<br />
plazo con futuras centrales de gas natural o carbón<br />
21
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