Noticias de EE.UU: el Sur tiene la mayor concentración de proyectos solares

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Las regiones del el suroeste representaron la mayor parte del 70% de todas las nuevas adiciones de capacidad fotovoltaica a gran escala en 2017, según el nuevo informe Utility Scale Solar del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley (LBNL).

El sudeste representó el 40% de toda la nueva capacidad solar a gran escala en 2017. “Formas de desarrollo muy marcadas vinieron del estado de la Carolina del Norte (16%, con 20 proyectos en el rango de 10-80 MW AC), seguida por Virginia, Carolina del Sur, Florida y Mississippi”, dice el informe. Texas instaló el 17% de la nueva capacidad a gran escala de todo el país, mientras que California mantuvo el liderazgo con el 20% del total nacional. Según el informe, las plantas a gran escala representaron casi el 60% de toda la nueva capacidad solar en 2017.

Estas tendencias regionales se reflejan en la Figura 3, que muestra las instalaciones solares acumuladas al final del año 2017, mapeadas contra la radiación solar.

 

El informe también revela que 188.5 gigavatios (GW) de capacidad de energía solar (incluyendo una pequeña cantidad de energía solar de concentración) están esperando permiso de interconexión. Se trata de más de ocho veces la capacidad de energía solar instalada en todos los proyectos que LBNL ha encontrado en su estudio. De esa cantidad, 99.2 GW de capacidad solar ingresaron a las colas solo en 2017, “la mayor cantidad que haya existido”, con las colas del Medio Oeste con el mayor crecimiento, que fue de 27 GW.

 

El informe también señala que no se construirá toda esa capacidad y muestra el desglose por región y crecimiento desde 2014 en la Figura 29.

Reflexionando sobre una disminución en los precios mayoristas para la generación solar en California, el informe señala que agregar capacidad de almacenamiento es una forma de incrementar al menos parcialmente el valor de la energía solar. También señala que tres PPAs para proyectos solares fueron recientemente cerrados en Nevada. “El interés ha crecido tanto entre los proveedores de energía (muchos de los cuales ahora recomiendan que todas las propuestas fotovoltaicas incluyan una opción de almacenamiento) como entre los desarrolladores (algunos de los cuales han convertido en práctica estándar ofrecer siempre una opción de almacenamiento)”, afirma el LBNL.

En la tabla titulada “La PV a gran escala con almacenamiento está en camino de convertirse en la ‘nueva normalidad” (ver abajo), el informe proporciona datos sobre 16 proyectos de  solar más almacenamiento, a partir de cuatro el año pasado, observando que “muchos más proyectos de este tipo aún se encuentran en la fase inicial de desarrollo y / o avanzan a través de solicitudes”.

 

Mientras tanto, la capacidad de almacenamiento en las colas de interconexión creció a 18,9 GW.

El análisis de LBNL también muestra que para la energía solar a gran escala, los precios medianos cayeron a $ 2.0 / W-AC (o $ 1.6 / W-DC) para proyectos finalizados en 2017. La distribución de precios para los proyectos se redujo en comparación con los años anteriores, como se muestra en la Figura 9.

 

Los precios de instalación varían según la región. Pero una cosa que no varió tanto fue la popularidad de los seguidores solares, y en particular de los seguidores de eje único utilizados en casi el 80% de las instalaciones de 2017. Sorprendentemente, los proyectos que utilizan seguidores de un solo eje tienen precios ligeramente más bajos que las instalaciones de estructura fija, como se muestra en la Figura 10.

 

La relación de carga media del inversor aumentó a 1,32, lo cual permitió a los inversores operar más cerca de la capacidad total durante un mayor porcentaje del día. El LBNL también descubrió que, en el futuro, la implementación cada vez mayor del almacenamiento acoplado a la corriente directa puede seguir impulsando la relación de la calificación de la placa de identificación del conjunto de módulos de CC de un proyecto a su clasificación de la placa de identificación del inversor de CA.

Los costos de operación y mantenimiento (O & M) fueron de alrededor de $ 16 por kW-AC por año, o $ 8 por MWh.

El factor de capacidad promedio fue de 27.6% sobre la base de la capacidad ponderada, aproximadamente el mismo que en 2013, ya que un aumento continuo en la prevalencia de rastreo se ha visto compensado por una construcción de sitios con recursos más bajos. Los factores de capacidad para las instalaciones acumulativas varían según la región y si se utiliza el seguimiento, como se muestra en la Figura 15.

 

La mayoría de los acuerdos de compra de energía (PPA) en todo el país tenían un precio ” por debajo de $ 40 / MWh nivelado (en dólares reales de 2017), con unos precios tan agresivos como ~ $ 20 / MWh”.

Cuando la energía solar se vende en el mercado mayorista, la generación solar de California ha reducido los precios de energía al por mayor a medio día y ha ganado solo 79% del precio promedio en todas las horas dentro del mercado de energía mayorista en tiempo real del operador de red CAISO, como se muestra en el siguiente gráfico. Mientras tanto, el informe encontró que en otros mercados con menos penetración solar, el perfil de generación por hora de energía solar aún ganaba más que el precio mayorista promedio en todas las horas.

 

El informe incluye una sección titulada “La fijación de precios estable y no escalada de la solar puede mitigar el riesgo del precio del combustible”, que incluye proyecciones de precios para los PPA solares y los precios del gas natural, lo que demuestra que la energía solar se está volviendo competitiva con el gas. Con base en los costos de gas proyectados en el futuro por la Administración de Información de Energía (EIA) del Departamento de Energía de EE. UU., el informe prevé que los precios medios de los PPAs solars superen el precio del caso de referencia del gas natural en torno al 2036.

 

El informe recopila datos de 2017 sobre 146 proyectos fotovoltaicos a gran escala, que superan los 5 MW-AC, con un total de 3.9 GW-AC, lo que eleva el total acumulado a 590 proyectos por un total de 20.5 GW-AC. Esto incluye cuatro estados: Michigan, Misisipi, Misuri y Oklahoma, que agregaron sus primeros proyectos fotovoltaicos  en 2017, sumando un total de 33 estados que ahora albergan proyectos solares a gran escala.

Autor: William Driscoll