Americas power and energy transition cost metrics: Bernstein sostiene que el MWh nominalmente más barato no es necesariamente la solución de energía fiable de menor coste

Visión general

Esta nota de Bernstein explica por qué las métricas de coste nivelado no deben utilizarse por sí solas para comparar tecnologías de generación y almacenamiento. Sostiene que un sistema eléctrico marcado cada vez más por el crecimiento de grandes cargas, congestión, restricciones de interconexión y menores márgenes de reserva exige evaluar el coste de energía firme y entregable en un nodo y fecha determinados.

Perspectivas principales

El argumento central de Bernstein es que el LCOE es una métrica útil pero incompleta. LCOE divide los costes de vida útil descontados por la producción de electricidad descontada durante la vida útil, e incorpora gasto de capital, costes de operación y mantenimiento, combustible y supuestos financieros. Por tanto, responde a la pregunta limitada del coste promedio durante la vida útil de construir y operar un activo por MWh. No establece el momento ni el lugar de entrega, la disponibilidad durante estrés del sistema, la contribución a la fiabilidad ni lo que gana el activo. LCOS mide de manera similar los costes de almacenamiento descontados durante la vida útil por MWh descargado, e incluye energía de carga, pérdidas, vida de ciclo, degradación y ampliación, pero no valora la flexibilidad para la que se construye el almacenamiento. La omisión importa más en sistemas eléctricos que afrontan crecimiento de grandes cargas, colas de interconexión, congestión de transmisión, mayor penetración renovable y menores márgenes de reserva. Bernstein sostiene que, para una gran carga 24/7, la métrica relevante es el coste de energía firme entregada en un nodo y fecha determinados, no el menor coste promedio por MWh. Un recurso intermitente no sustituye a uno despachable MWh por MWh: para ofrecer la misma fiabilidad deben añadirse costes de almacenamiento, transmisión o capacidad de respaldo, y estas partidas de firming e integración no están incluidas en el LCOE independiente. La economía del almacenamiento tampoco queda plenamente representada por LCOS, ya que las baterías merchant pueden ajustar continuamente la carga y descarga según las condiciones de mercado para capturar arbitraje energético, pagos por capacidad e ingresos por servicios auxiliares. El informe expone otras limitaciones. LCOE trata todos los MWh como idénticos, aunque la producción solar al mediodía en CAISO puede coincidir con precios mayoristas negativos. La mayor penetración solar puede reducir el valor de la producción solar existente y adicional mediante deflación de valor o autocanibalización. El LCOE publicado también puede sobrestimar los MWh efectivamente entregados si los recortes o una interconexión incompleta reducen el factor de capacidad realizado frente al supuesto. Las clasificaciones son sensibles a la estructura de capital y al tipo de descuento: en el modelo de Bernstein basado en supuestos de Lazard, la solar a escala de utility tiene un LCOE de aproximadamente $38/MWh con 60% de financiación mediante deuda, mientras que bajar el supuesto de deuda a 20% eleva el LCOE a un nivel ampliamente comparable con un CCGT de nueva construcción. LCOE también promedia costes a lo largo de una vida de 20-30 años, ocultando diferencias en apalancamiento, perfil de caja y riesgo de financiación, y excluye externalidades de carbono, uso de suelo y uso de agua salvo que se modelen expresamente. Bernstein propone un marcador en vez de una única métrica mejor. Incluye LCOE híbrido, que añade almacenamiento a generación intermitente; VALCOE, que ajusta el coste por valor de energía, capacidad y flexibilidad; LCOE de sistema, que añade costes de equilibrio, respaldo y refuerzo de red; valor de capacidad ajustado por ELCC; y, cuando corresponda, modelización de despacho completo. ELCC convierte MW de placa en MW fiables y es el denominador adecuado para comparar costes de capacidad. En una comparación ilustrativa entre gas CCGT y solar a escala de utility, el LCOE independiente es $51/MWh para gas y $40/MWh para solar. La comparación pasa a $51/$64 en LCOE híbrido, $49/$53 en VALCOE, $51/$55 en LCOE de sistema y $53/$77 en valor de capacidad ajustado por ELCC. Con las calificaciones de clase ELCC finales de PJM para 2026/2027 y un Net CONE ilustrativo de $150/kW-year, la solar soporta un recargo de firming de aproximadamente $37/MWh, frente a menos de $5/MWh para CCGT. La conclusión práctica no es que deba abandonarse el LCOE. Bernstein lo considera una herramienta de selección y una comparación válida para seguir tendencias de costes de la misma tecnología a lo largo del tiempo. Sin embargo, para decisiones entre tecnologías, el informe recomienda comprobar los supuestos incorporados de estructura de capital y tipo de descuento, y añadir métricas de capacidad, integración de red, valor de mercado, flexibilidad y restricciones de entrega. Para el desarrollo de centros de datos en Estados Unidos, destaca MW/acre, ruido, emisiones, contaminantes atmosféricos y uso de agua como factores adicionales de decisión.

Marco de análisis

Bernstein comienza definiendo LCOE y LCOS e identificando sus componentes de coste. Después contrasta las métricas con requisitos reales del sistema —momento, ubicación, fiabilidad, integración de red, financiación y valor de mercado— y utiliza un ejemplo de gas CCGT frente a solar a escala de utility para mostrar cómo las métricas ajustadas pueden modificar las aparentes clasificaciones de costes. La nota utiliza el marco LCOE+ de Lazard como base, complementado con supuestos de capacidad de PJM y análisis de Bernstein.

Notas metodológicas

• OtroOtro

  Comparación de coste nivelado y valor de sistema mediante LCOE, LCOS, LCOE híbrido, VALCOE, LCOE de sistema y valor de capacidad ajustado por ELCC

  El informe compara costes unitarios de vida útil con métricas que añaden efectos de almacenamiento, red, capacidad y valor de sistema, mostrando por qué un bajo coste independiente de generación no equivale necesariamente a un bajo coste de energía firme entregada.

Datos clave

• LCOE de solar a escala de utility con 60% de financiación mediante deudaapproximately $38/MWhModelo de Bernstein basado en supuestos de Lazard; una menor participación de deuda de 20% eleva el coste a un nivel ampliamente comparable con un CCGT de nueva construcción.
• LCOE independiente ilustrativoGas CCGT $51/MWh; utility-scale solar $40/MWhLCOE de caso bajo del informe 2026 de Lazard.
• LCOE híbrido ilustrativoGas CCGT $51/MWh; utility-scale solar $64/MWhAñade costes de almacenamiento a la solar.
• VALCOE ilustrativoGas CCGT $49/MWh; utility-scale solar $53/MWhUtiliza factores de valor de 1.05x para CCGT y 0.75x para solar.
• LCOE de sistema ilustrativoGas CCGT $51/MWh; utility-scale solar $55/MWhIncluye costes de equilibrio, refuerzo de red y perfil a estimaciones de penetración moderada.
• Valor de capacidad ilustrativo ajustado por ELCCGas CCGT $53/MWh; utility-scale solar $77/MWhUtiliza costes de firming y supuestos ELCC de PJM.
• Recargo de firming de solarroughly $37/MWhBasado en las calificaciones de clase ELCC finales de PJM para 2026/2027 y un Net CONE ilustrativo de $150/kW-year; CCGT está por debajo de $5/MWh.

Impacto e implicaciones

El informe señala que la selección tecnológica y el aseguramiento de proyectos eléctricos deben centrarse en energía fiable y entregable y en retornos financiables, no solo en el coste promedio de generación. Esto es especialmente relevante cuando las necesidades de capacidad, la congestión, la demanda de grandes cargas o la penetración renovable hacen económicamente importantes el momento de entrega y la integración del sistema.

Riesgos

• El LCOE independiente puede representar erróneamente la competitividad económica al excluir costes de momento, recortes, firming, integración de red y capacidad.
• Las clasificaciones tecnológicas pueden cambiar materialmente con supuestos de tipo de descuento y proporción deuda-capital, especialmente para activos intensivos en capital.
• Los costes promedio de vida útil pueden ocultar el momento de los flujos de caja, el apalancamiento y el riesgo de financiación del proyecto.
• LCOS puede subestimar el valor económico del almacenamiento flexible en mercados volátiles al promediar oportunidades de arbitraje, capacidad y servicios auxiliares.

Aspectos que vigilar

• Los supuestos de estructura de capital y tipo de descuento incorporados en cualquier comparación de LCOE.
• Las calificaciones ELCC, los supuestos de mercado de capacidad y el coste de firming de oferta intermitente.
• Los recortes, el estado de interconexión, las restricciones de transmisión y los factores de capacidad realizados.
• Las restricciones de entrega específicas de cada tecnología para demanda de centros de datos, incluidos MW/acre, ruido, emisiones, contaminantes atmosféricos y uso de agua.