Lazard afirma que la reducción del costo del almacenamiento de energía en EE. UU. en 2025 compensa los aumentos previos impulsados ​​por la pandemia.

El informe LCOE se encuentra ahora en su 18 ^° año, y esta edición concluye que la energía renovable es la forma de generación más competitiva en términos de costos en términos de dólares por megavatio-hora sin subsidios, frente al gas, la energía nuclear y el carbón.

Puede leer las conclusiones clave del informe LCOE del sitio hermano PV Tech , incluido el impacto de los incentivos del crédito fiscal a la inversión (ITC) en las tecnologías solares fotovoltaicas independientes y solares más almacenamiento en los segmentos de mercado de escala de servicios públicos y comercial e industrial (C&I).

Para el análisis del almacenamiento de energía en 2025, Lazard dijo que ha habido "disminuciones notables" en el LCOS de los sistemas de almacenamiento de energía de baterías (BESS) a escala de servicios públicos y comerciales e industriales (C&I).

Los principales impulsores de estas caídas incluyen la dinámica del mercado, como una demanda de vehículos eléctricos (VE) menor a la esperada que genera un exceso de oferta de celdas de batería, y los avances tecnológicos en áreas como la densidad energética y el aumento de la capacidad de las celdas.

El aumento del tamaño de las celdas y los contenedores BESS con mayor densidad energética también fueron citados como impulsores clave de la disminución de los costos por BloombergNEF en su análisis de los costos globales de BESS a principios de este año (acceso Premium).

Los menores costos están coincidiendo con los mayores precios de la electricidad en varias regiones de los EE. UU., lo que impulsa la adopción de almacenamiento de energía en estados donde la adquisición de electricidad por parte de servicios públicos municipales y el crecimiento de los centros de datos son predominantes, dijo Lazard.

Esto supone un cambio respecto de años anteriores, en los que la actividad se limitaba principalmente a los mercados mayoristas de operadores de sistemas independientes (ISO) y operadores de transmisión regionales (RTO), en los que el almacenamiento de baterías podía competir.

El análisis de Lazard para 2025 encontró que el LCOS para un BESS independiente a escala de servicios públicos de 100 MW con una duración de 2 horas oscila entre US$129/MWh y US$277, y para un proyecto de 100 MW con una duración de 4 horas, entre US$115 y US$254.

Para el BESS independiente C&I (1 MW, 2 horas), el costo osciló entre US$ 319/MWh y US$ 506.

En la edición de 2024, el LCOS para un BESS independiente sin subsidios de 100 MW/400 MWh había oscilado entre US$ 170/MWh y US$ 296.

Sin embargo, esos costos no tienen en cuenta el crédito fiscal a la inversión (ITC) y , como lo encontró el banco de inversiones en su edición de 2024 del informe , el ITC ha tenido un impacto transformador en LCOS.

Como se puede ver en el gráfico a continuación, el ITC reduce significativamente el costo, con un almacenamiento de energía independiente a escala de servicios públicos de 100 MW y 4 horas que va desde los US$ 83/MWh si se implementa en áreas designadas como "comunidades energéticas" (regiones con economías históricamente dependientes del carbón y otras tecnologías energéticas convencionales) hasta los US$ 192/MWh en el extremo superior.

El gráfico, preparado para nosotros por el editor de noticias de PV Tech, Jonathan Tourino Jacobo , también incluye el costo nivelado del modelado energético para plantas híbridas de energía solar más almacenamiento y de energía eólica más almacenamiento.

El futuro del ITC está, por supuesto, actualmente en el aire. Su destino depende de lo que suceda con la conciliación del presupuesto fiscal, denominada "Un Proyecto de Ley Grande y Hermoso" por la administración Trump. Una versión aprobada por la Cámara de Representantes al Senado a finales de mayo habría puesto fin al programa de incentivos mucho antes de la fecha de eliminación gradual de 2032, establecida cuando el predecesor de Donald Trump, Joe Biden, promulgó la Ley de Reducción de la Inflación (IRA) en 2022.

Sin embargo, los republicanos del Senado ahora necesitan debatir el proyecto de ley y ponerse de acuerdo sobre lo que se incluirá en la versión que llegará al escritorio del presidente para su firma, quizás tan pronto como el 4 de julio, pero probablemente en el tercer trimestre.

La última propuesta preliminar surgida del Comité de Finanzas del Senado, que se centró en áreas relacionadas con los impuestos, pareció preservar el ITC para el almacenamiento de energía pero eliminarlo abruptamente para la energía solar fotovoltaica y eólica.

Otro factor importante para evaluar el posible aumento de los costos de los BESS en el futuro es el posible impacto de los aranceles de importación estadounidenses. Si bien la orientación política en materia de aranceles aún no ha alcanzado su posición definitiva, Energy-Storage.news publicó recientemente un análisis de Clean Energy Associates (CEA) y Wood Mackenzie Power & Renewables que concluyó que los aranceles podrían aumentar significativamente los costos de los BESS y dificultar la toma de decisiones.

Wood Mackenzie modeló aumentos potenciales en los costos de BESS a escala de servicios públicos de entre 12% y 50% a través de tres escenarios, mientras que CEA dijo que los OEM chinos que importan la gran mayoría de los productos utilizados en proyectos BESS estadounidenses podrían absorber los aranceles hasta cierto punto.

Sin embargo, las restricciones al uso de asistencia material de ciertas entidades extranjeras prohibidas (EFP), entre las que podría estar China, tal como se incluyen en el texto del proyecto de ley de reconciliación, podrían generar un conjunto adicional de desafíos al mercado.