Factores clave del mercado: Alta TIR impulsada por recortes de tarifas, volatilidad de la red e incentivos
California y Texas lideran el auge del almacenamiento de energía en EE. UU., captando aproximadamente el 70 % de las nuevas instalaciones
| Crecimiento de la capacidad de almacenamiento de energía en EE. UU. | |||
| Año | Nueva capacidad agregada (MW) | Nueva capacidad agregada (MWh) | Crecimiento interanual (yoy) |
| 2020 | ~ 500 | ~ 1,000 | ~ |
| 2021 | ~ 3,500 | ~ 10,000 | ~ 500% |
| 2022 | ~ 4,500 | ~ 11,800 | ~ 0-50% |
| 2023 | ~ 6,800 | ~ 19,000 | ~ 100% |
| Distribución de la nueva capacidad de almacenamiento de energía agregada en EE. UU. en 2023 | ||
| Región | Nueva capacidad agregada (MW) | Proportion |
| California | 2951 | 44.91% |
| Texas | 1468.8 | 22.35% |
| Arizona | 841 | 12.80% |
| Otras Regiones | 1310 | 19.94% |
| Total | 6570.8 | 100% |
En 2023, EE. UU. agregó 6.57 GW/18.71 GWh de nueva capacidad de almacenamiento de energía, lo que representa un crecimiento interanual del 55.6 % en energía. Instalaciones de baterías de almacenamiento de energíaCalifornia y Texas surgieron como los dos estados líderes que impulsaron este crecimiento.
- California añadió 2.95 GW, lo que representa el 44.9% del total de nuevas instalaciones en EE.UU.
- Texas aportó 1.47 GW, lo que representa el 22.4% del total.
Juntos, estos dos estados representaron casi el 70% de toda la nueva capacidad de almacenamiento de energía instalada en los Estados Unidos en 2023.
Los proyectos de almacenamiento de energía en EE. UU. alcanzan una TIR superior al 20 %
| Desglose de los ingresos por unidades de almacenamiento de energía en EE. UU. | |||
| Partida de ingresos | Almacenamiento independiente en California (USD/MWh) | Almacenamiento solar en Texas (USD/MWh) | Almacenamiento de energía eólica en Texas (USD/MWh) |
| Arbitraje | 95 | 93 | 61 |
| Regulación de frecuencia | 56 | 101 | 42 |
| Reserva giratoria/no giratoria | 8 | 24 | 13 |
| Adecuación de capacidad | 64 | – | – |
| Ingresos unitarios totales | 223 | 218 | 116 |
Los ingresos para proyectos de almacenamiento de energía provienen principalmente del arbitraje, la regulación de frecuencia, las reservas giratorias/no giratorias y la adecuación de la capacidad (fijación de precios basada en la capacidad interna).
Según Lazard, los proyectos de almacenamiento demuestran TIR elevados:
- En California, el almacenamiento de energía independiente alcanza una TIR del 28.9 % después de los incentivos estatales.
- En Texas, la energía eólica y el almacenamiento en el mismo lugar proyectos de energía solar más almacenamiento tienen TIR del 25.5% y 21.1%, respectivamente.
Estas cifras resaltan la fuerte rentabilidad de las inversiones en almacenamiento de energía en los mercados clave de Estados Unidos.
Los proyectos de almacenamiento de energía en EE. UU. presentan una TIR superior al 20 %
| Ingresos y TIR por almacenamiento de energía independiente en California | |
| Llave indicadora | Valor |
| Capacidad de potencia (MW) | 100 |
| Duración (horas) | 4 |
| Capacidad energética (MWh) | 400 |
| Ciclos diarios al 90% DOD | 1 |
| Días de funcionamiento anuales | 350 |
| Costo de carga ($/kWh) | 0.064 |
| Costo fijo de operación y mantenimiento ($/kWh) | 1.3 |
| Tasa de crecimiento anual de los costos fijos de operación y mantenimiento (%) | 2.50% |
| Crecimiento de la degradación del costo de carga (%) | 1.87% |
| Eficiencia (%) | 91% |
| Estructura capital | |
| Ratio de deuda (%) | 20.00% |
| Costo de la deuda (%) | 8.00% |
| Ratio de capital y capital libre (%) | 80.00% |
| Costo del capital (%) | 12.00% |
| Tasa impositiva combinada (%) | 21.00% |
| Vida útil (años) | 20 |
| Periodo de depreciación (años) | 5 |
| ITC-BESS federal (%) | 30% |
| Tasa de valor residual (%) | 20% |
| Costo de adquisición inicial ($/kWh) | 291.25 |
| Depósito de seguridad adicional (% del costo de capital) | 0.70% |
| Año inicial de depósito de seguridad adicional | 3 |
| Gasto de capital total ($mm) | 116.5 |
| Proyección financiera a 20 años para el almacenamiento de energía independiente en California | ||||||||||
| Métrico | Los estudiantes de Year 0 | Los estudiantes de Year 1 | Los estudiantes de Year 2 | Los estudiantes de Year 3 | Los estudiantes de Year 4 | Los estudiantes de Year 5 | ... | Los estudiantes de Year 18 | Los estudiantes de Year 19 | Los estudiantes de Year 20 |
| Capacidad de potencia (MW) | – | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ... | 100 | 100 | 100 |
| Generación total ('000 MWh) | – | 126 | 126 | 126 | 126 | 126 | ... | 126 | 126 | 126 |
| Ingresos totales ($mm) | – | 28 | 28 | 28 | 28 | 28 | ... | 28 | 28 | 28 |
| Costo total de carga ($mm) | – | -8.9 | -9 | -9.2 | -9.4 | -9.6 | ... | -12.2 | -12.4 | -12.7 |
| Total de gastos fijos de operación y mantenimiento y depósito de seguridad ($ millones) | – | -0.5 | -0.5 | -1.4 | -1.4 | -1.4 | ... | -1.6 | -1.6 | -1.6 |
| Costo operativo total ($mm) | – | -9.4 | -9.6 | -10.6 | -10.8 | -10.9 | ... | -13.8 | -14.1 | -14.3 |
| EBITDA ($ millones) | – | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Deuda restante ($mm) | – | 23.3 | 22.8 | 22.2 | 21.6 | 21 | ... | 6.1 | 4.2 | 2.2 |
| Deuda – Gastos por intereses ($mm) | – | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Deuda – Amortización del capital ($mm) | – | -0.5 | -0.5 | -0.6 | -0.6 | -0.7 | ... | -1.9 | -2 | -2.2 |
| Gasto de deuda normalizado ($mm) | – | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | ... | -2.4 | -2.4 | -2.4 |
| EBITDA ($ millones) | – | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Depreciación (5 años, 20% del valor residual) ($mm) | – | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Gastos por intereses ($mm) | – | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Ingresos antes de impuestos ($mm) | – | -1.8 | -1.9 | -2.9 | -3 | -3.2 | ... | 13.8 | 13.7 | 13.6 |
| Impuestos ($mm) | – | 0.4 | 0.4 | 0.6 | 0.7 | 0.7 | ... | -2.9 | -2.9 | -2.9 |
| Crédito fiscal federal (ITC) ($ millones) | 34.95 | – | – | – | – | – | ... | – | – | – |
| Gastos de capital ($mm) | -93.2 | -23.3 | – | – | – | – | ... | – | – | – |
| Flujo de caja ($mm) | -93.2 | 51.7 | 16.6 | 15.8 | 15.6 | 15.4 | ... | 9 | 8.8 | 8.5 |
| IRR | 22% | – | – | – | – | – | ... | – | – | – |
Según Lazard, el costo de capital inicial del almacenamiento de energía de 4 horas en EE. UU. oscila entre $190 y $392.5/kWh, con un promedio estimado de $291.25/kWh (~2 RMB/Wh). Esto incluye $221/kWh para el componente de CC, $45/kW para el componente de CA y $59/kWh para la instalación y otros costos relacionados. Con una estructura de financiamiento con un 20% de deuda a una tasa de interés anual del 8%, el almacenamiento de energía independiente en California alcanza una TIR del 22%, lo que corresponde a un Costo Nivelado de Almacenamiento (CAL) de $174/MWh (~1.2 RMB/kWh).
El aumento de la capacidad renovable amplía la diferencia de precios entre pico y valle
El aumento de la capacidad de energía renovable podría ampliar la diferencia de precios intradiaria entre la demanda máxima y mínima. La denominada "Curva de Pato" ilustra la variación de la carga neta a lo largo del día, donde la carga neta se define como la carga real menos la producción de generación renovable. Según Synergy, citado por la Red Internacional de Energía Solar Fotovoltaica (International Solar PV Network), desde 2018, la Curva de Pato ha mostrado una pronunciada caída al mediodía y una mayor demanda máxima al atardecer en las regiones con creciente capacidad renovable. Esta tendencia sugiere que, en el mercado eléctrico estadounidense, que se rige en gran medida por la oferta y la demanda, las fluctuaciones intradiarias de la oferta y la demanda podrían amplificar aún más las diferencias de precios entre la demanda máxima y mínima diaria e intradiaria.
El aumento de la capacidad renovable amplía la diferencia de precios entre pico y valle intradiarios
Las tarifas eléctricas según el horario de uso (TOU) de PG&E presentan importantes diferenciales de precio entre la hora punta y la hora valle durante el verano. Con el plan TOU-C, el diferencial de precio entre la hora punta y la hora valle en verano es de $0.09/kWh (aproximadamente 0.63 RMB/kWh). El plan TOU-D presenta un diferencial de precio más alto en verano, de $0.14/kWh. En el caso de PG&E E-ELEC, un programa diseñado para clientes con un alto consumo eléctrico debido a mejoras en la electrificación del hogar, como la carga de vehículos eléctricos, el almacenamiento de baterías, las bombas de calor y los paneles solares, el diferencial de precio entre la hora punta y la hora valle en verano alcanza los $0.22/kWh.
Tarifas de electricidad según el horario de uso (TOU) de PG&E
PG&E ofrece dos planes principales de horario de uso (TOU): TOU-C, que aplica un período pico de 4:00 a 9:00 todos los días, y TOU-D, que aplica un período pico de 5:00 a 8:00 solo en días laborables no festivos. Si bien el TOU-D parece ventajoso a primera vista debido a sus horas pico más cortas, está diseñado específicamente para clientes con un alto consumo. TOU-C es el plan estándar de PG&E, dirigido a hogares con un consumo eléctrico promedio o bajo. Además, E-ELEC es un programa especializado para clientes con un alto consumo eléctrico debido a mejoras en la electrificación del hogar, incluyendo la carga de vehículos eléctricos. almacenamiento de batería de litio, bombas de calor (para calentar agua y/o controlar el clima) e instalaciones solares fotovoltaicas.
Red eléctrica estadounidense envejecida y frágil: el almacenamiento de energía contribuye a la estabilidad de la red
La insuficiente modernización de la red y los prolongados plazos de entrega de la cadena de suministro de energía afectan la confiabilidad de la red eléctrica de EE. UU.
Interconexión limitada entre redes regionales: La red estadounidense se desarrolló originalmente como sistemas aislados y posteriormente se interconectaron de forma mutuamente beneficiosa. Sin embargo, las tres interconexiones principales están conectadas únicamente por unas pocas líneas de CC de baja capacidad, lo que limita su capacidad para equilibrar la oferta y la demanda entre regiones.
Desafíos del envejecimiento de la infraestructura y la transición energética: Con la transición hacia las energías renovables, el envejecimiento de la infraestructura se ha convertido en un problema crítico. Según estadísticas citadas por CCTV Finance del Departamento de Energía de EE. UU., el 70 % de las líneas de transmisión y transformadores han estado en funcionamiento durante más de 25 años, y el 60 % de los interruptores automáticos han superado los 30 años de servicio. La Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC) ha señalado que EE. UU. requiere líneas de transmisión adicionales, cuya construcción podría tardar entre 7 y 15 años.
Plazos de entrega más largos en la cadena de suministro de energía: Los plazos de entrega más largos para los equipos energéticos han afectado aún más la fiabilidad de la red. Según la Evaluación de Fiabilidad de Verano de 2024 publicada por NERC (citada por People's Daily), desde 2020, los plazos de entrega de transformadores, cables de transmisión, cuadros eléctricos y paneles fotovoltaicos en EE. UU. han aumentado significativamente, lo que ha afectado gravemente la construcción y modernización de nuevos proyectos, así como la preparación para la temporada.
Perspectivas del mercado: la abundancia de proyectos planificados y la conexión a la red simplificada liberan el potencial de crecimiento
Potencial del mercado de almacenamiento de energía en EE. UU.: 97 GWh de nuevas instalaciones en 2026, crecimiento alto y sostenido
| Nueva capacidad de almacenamiento de energía y fotovoltaica añadida en EE. UU. | |||
| Año | Nueva capacidad fotovoltaica agregada (GW) | Nueva capacidad de almacenamiento de energía agregada (GW) | Nueva capacidad de almacenamiento de energía agregada (GWh) |
| 2017 | ~ 11 | ~0 | ~1 |
| 2018 | ~ 11 | ~0 | ~1 |
| 2019 | ~ 13 | ~0 | ~1 |
| 2020 | ~ 19 | ~ 0.5 | ~4 |
| 2021 | ~ 23 | ~ 2.5 | ~ 11 |
| 2022 | ~ 21 | ~4 | ~ 13 |
| 2023 | ~ 32 | ~8 | ~ 28 |
| 2024E | ~ 44 | ~ 15 | ~ 46 |
| 2025E | ~ 55 | ~ 22 | ~ 70 |
| 2026E | ~ 66 | ~ 30 | ~ 97 |
Según Wood Mackenzie, en 2023, EE. UU. añadió 32.4 GW de nueva capacidad de almacenamiento de energía, lo que representa un aumento interanual del 51 %. La duración media del almacenamiento en el mercado fue de 3.2 horas, con tasas de adopción de almacenamiento comercial e industrial y residencial del 5 % y el 13 %, respectivamente, y se espera que aumenten al 10 % y el 25 % en 2024.
Suponiendo un aumento constante en la adopción de energía solar más almacenamiento y un alto crecimiento continuo del almacenamiento de energía independiente, estimamos que las nuevas instalaciones de almacenamiento de energía en 2024 y 2025 alcanzarán 14.9 GW y 22.0 GW, lo que representa un crecimiento interanual del 66% y 48%, respectivamente.
Se espera que las nuevas normas de interconexión de la FERC alivien los cuellos de botella en la red de almacenamiento de energía de EE. UU.
| Estado de la conexión a la red de almacenamiento de energía de EE. UU. | |||||
| Herencia Hispana | Conexión a la red proyectada (MW) | Conexión real a la red (MW) | Nueva capacidad agregada (MW) | Tarifa mensual de conexión a la red | Tasa acumulada de conexión a la red |
| Enero | 1044 | 155 | 889 | 14.83% | 14.83% |
| Febrero | 1535 | 36 | 2388 | 2.34% | 7.39% |
| Marzo | 1759 | 1045 | 3102 | 59.43% | 28.49% |
| Abril | 829 | 685 | 3245 | 82.69% | 37.19% |
| MayO | 655 | 1073 | 2827 | 163.84% | 51.43% |
| Junio | 2526 | 1250 | 4103 | 49.48% | 50.84% |
| Julio | 412 | 753 | 3762 | 182.84% | 57.05% |
| Agosto | 260 | 961 | 3061 | 369.54% | 66.06% |
| Septiembre | 614 | – | – | – | – |
| Octubre | 162 | – | – | – | – |
| Noviembre | 210 | – | – | – | – |
| Diciembre | 4299 | – | – | – | – |
Según la EIA, de enero a agosto de 2024, EE. UU. conectó un total de 5.96 GW de almacenamiento de energía, alcanzando el 66.06 % del objetivo anual y representando un aumento interanual de 4.03 puntos porcentuales. El creciente número de proyectos de almacenamiento en espera de interconexión y los largos ciclos de aprobación son factores clave que limitan la eficiencia de la conexión a la red.
Los tiempos de revisión prolongados han provocado la paralización de muchos proyectos de almacenamiento. En EE. UU., el tiempo transcurrido entre la presentación de una solicitud de interconexión y el inicio de la operación comercial fue inferior a dos años entre 2000 y 2007, pero aumentó a más de cuatro años entre 2018 y 2023.
Se espera que las nuevas normas de interconexión de la FERC alivien los cuellos de botella en la red de almacenamiento de energía de EE. UU.
| Tasa de conexión a la red real vs. proyectada (2023 vs. 2024) | ||
| Mes | Tasa acumulada de conexión a la red de 2023 | Tasa acumulada de conexión a la red de 2024 |
| 1 | ~ 9.5% | ~ 15.0% |
| 2 | ~ 9.5% | ~ 7.5% |
| 3 | ~ 21.0% | ~ 28.5% |
| 4 | ~ 26.0% | ~ 37.0% |
| 5 | ~ 24.0% | ~ 51.5% |
| 6 | ~ 34.0% | ~ 51.0% |
| 7 | ~ 60.0% | ~ 57.0% |
| 8 | ~ 62.0% | ~ 66.0% |
| 9 | ~ 64.0% | ~- |
| 10 | ~ 60.0% | ~- |
| 11 | ~ 60.0% | ~- |
| 12 | ~ 65.0% | ~- |
El 28 de julio de 2023, la FERC emitió nuevas normas de interconexión destinadas a simplificar el proceso de conexión a la red. Entre las medidas clave se incluyen la reducción de los estudios de viabilidad e impacto en el sistema, que deben completarse en un plazo de 150 días, y la transición de estudios de proyectos individuales a estudios por lotes, reduciendo así los tiempos de espera. Las normas entraron en vigor el 6 de noviembre de 2023. Desde su implementación, el total de interconexiones de almacenamiento de energía, tanto reales como previstas, para el período enero-agosto de 2024 es ligeramente superior al de 2023, aunque aún hay margen de mejora en las tasas de finalización.
En mayo de 2024, la FERC emitió la Orden 1920, que regula la planificación e inversión a largo plazo de las redes de transmisión interregionales en EE. UU. durante los próximos 20 años. La orden exige a los operadores de transmisión actualizar sus planes cada cinco años (algo que antes rara vez se hacía) y considerar la viabilidad económica, la fiabilidad y los impactos de fenómenos meteorológicos extremos. La FERC también introdujo nuevas normas de asignación de costes para las actualizaciones y operaciones de la red, que se espera que respalden la demanda de almacenamiento de energía y la eficiencia de la interconexión.
