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Renewable Power Generation Costs in 2017 - Summary

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After years of steady cost decline for solar and wind technologies, renewable power is becoming an increasingly competitive way to meet new generation needs. Erscheinungsjahr: 2018 Herausgeber: IRENA

RENEWABLE POWER

RENEWABLE POWER GENERATION COSTS Analysing the the trends in the LCOE of projects and auction results to 2020 suggests that average costs for onshore wind could fall from USD 0.06/kWh in 2017 to USD 0.05/kWh by 2020. The recent auction results for offshore wind from 2016 and 2017 in Belgium, Denmark, the Kingdom of the Netherlands, Germany and the United Kingdom suggest that for projects that will be commissioned in 2020 and beyond, costs could fall in the USD 0.06 to USD 0.10/kWh range. Indeed, in Germany, two projects that will be commissioned in 2024 and one in 2025 won with bids that did not ask for a subsidy over market rates. A similar story has emerged for CSP, where a project in South Australia to be commissioned from 2020 will have a cost of USD 0.06/kWh, while in Dubai, a project that will be commissioned from 2022 onwards will have a cost of USD 0.07/kWh. Solar PV auction data needs to be treated with somewhat more caution. This is because the distribution of projects is concentrated in higherirradiation locations than recent capacity-weighted deployment. Even so, if the auction results available do accurately represent global deployment trends, then by 2019 or 2020, the average LCOE for solar PV may fall to below USD 0.06/ kWh, converging to slightly above that of onshore wind, at USD 0.05/kWh. The outlook for solar and wind electricity costs to 2020, based on the latest auction and projectlevel cost data, presages the lowest costs yet seen for these modular technologies that can be deployed around the world. By 2019, the best onshore wind and solar PV projects will be delivering electricity for an LCOE equivalent of USD 0.03/kWh, or less, with CSP and offshore wind capable of providing electricity very competitively, in the range of USD 0.06 to USD 0.10/kWh from 2020 (Figure ES.2). Already today, and increasingly in the future, many renewable power generation projects can undercut fossil fuel-fired electricity generation, without financial support. With the right regulatory and institutional frameworks in place, their competitiveness should only further improve. Figure ES.2 The levelised cost of electricity for projects and global weighted average values for CSP, solar PV, onshore and offshore wind, 2010-2022 Onshore wind Solar PV Offshore wind Concentrating solar power 0.4 Auction database LCOE database 0.3 2016 USD/kWh 0.2 0.1 Fossil fuel cost range 0.0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2010 2015 2020 2010 2015 2020 Source: IRENA Renewable Cost Database and Auctions Database. Note: Each circle represents an individual project or an auction result where there was a single clearing price at auction. The centre of the circle is the value for the cost of each project on the Y axis. The thick lines are the global weighted average LCOE, or auction values, by year. For the LCOE data, the real WACC is 7.5% for OECD countries and China, and 10% for the rest of the world. The band represents the fossil fuel-fired power generation cost range. 8

2017 Decreasing electricity costs from renewables as a whole, and the low costs from the best solar PV and onshore wind projects, represent a real paradigm shift in the competitiveness of different power generation options. Solar and wind power will provide very affordable electricity, with all the associated economic benefits. Furthermore, their low costs mean that previously uneconomic strategies in the power sector can become profitable. Curtailment – previously an unthinkable economic burden for renewables – could become a rational economic decision, maximising variable renewable penetration and minimising overall system costs. Similarly, very low prices in areas with excellent solar and wind resources could open-up the economic potential of “power-to-X” technologies (e.g., power to hydrogen or ammonia, or other energy dense, storable mediums). At the same time, low prices make the economics of electricity storage more favourable. This could turn a potential drawback of electric vehicles (EVs) – their potentially high instantaneous power demand for recharging – into an asset. In effect, EVs can take advantage of cheap renewable power when it is available, while potentially feeding electricity back into the grid when needed. This, however, needs to be balanced against the increased costs of integrating variable renewables and the increased flexibility required to manage systems with very high levels of variable renewable energy (VRE). To date, these integration costs have remained modest, but they could rise as very high VRE shares are reached (see IRENA, 2017, IRENA Cost and Competitiveness Indicators: Rooftop Solar PV), especially without complementary policies across the power sector. For instance, if transmission expansions fail to keep pace with deployment, renewable power sources could face curtailment. The sharp cost reductions for CSP, solar PV, onshore and offshore wind – both recent and anticipated – represent remarkable deflation rates. Conventional wisdom has been a poor guide in estimating the rate of cost reductions from solar and wind power technologies. It has underestimated the capacity of technology improvements, the industrialisation of manufacturing, economies of scale, manufacturing efficiencies, process innovations by developers and, competition in supply chains to all continuously drive down costs faster than expected in the right regulatory and policy setting. The decline in the cost of electricity experienced from 2010 to 2017, and signalled for 2020 from auction data, is plotted against cumulative installed capacity in Figure ES.3 for the four main solar and wind technologies. A log-log scale is used to allow easy interpretation as learning curves. The learning rate for offshore wind (i.e. the LCOE reduction for every doubling in global cumulative installed capacity) could reach 14% over the period 2010- 2020, with new capacity additions over this period estimated to be around 90% of the cumulative installed offshore wind capacity that would be deployed by the end of 2020. 5 For onshore wind, the learning rate for 2010 to 2020 may reach 21%, with new capacity added over this period covering an estimated 75% of cumulative installed capacity at the end of 2020. CSP has a higher estimated learning rate of 30%, with deployment between 2010 and 2020 representing an estimated 89% of cumulative installed capacity by the end of that period. 6 Solar PV has the highest estimated learning rate – 35% between 2010 and 2020 – with new capacity additions over this timescale that are estimated to be 94% of cumulative capacity by its conclusion. 5. Global cumulative installed capacity of CSP is projected to be 12 GW by 2020, for offshore wind 31 GW, solar PV 650 GW and onshore wind 712 GW. This is based on IRENA, 2017; GWEC, 2017, Wind Europe, 2017, SPE, 2017 and MAKE Consulting, 2017. 6. Extending the horizon to 2022 to take into account the likely commissioning of the Dubai Electricity and Water Authority project increases uncertainty over total deployment values, but in most scenarios would not materially change the learning rate. 9

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