Merkatuaren eragile nagusiak: Tarifa-murrizketek, sarearen aldakortasunak eta pizgarriek bultzatutako IRR altua
Kaliforniak eta Texasek AEBetako energia biltegiratzearen booma gidatzen dute, instalazio berrien % 70 inguru bereganatuz.
| AEBko energia biltegiratzeko ahalmenaren hazkunde berria | |||
| Urtea | Gehitutako gaitasun berria (MW) | Gehitutako gaitasun berria (MWh) | Urte arteko hazkundea (urte artekoa) |
| 2020 | ~ 500 | ~ 1,000 | ~ |
| 2021 | ~ 3,500 | ~ 10,000 | ~ 500% |
| 2022 | ~ 4,500 | ~ 11,800 | ~% 0-50 |
| 2023 | ~ 6,800 | ~ 19,000 | ~ 100% |
| 2023an AEBetan energia biltegiratzeko edukiera berria gehitu da | ||
| Region | Gehitutako gaitasun berria (MW) | proportzioa |
| California | 2951 | 44.91% |
| Texas | 1468.8 | 22.35% |
| Arizona | 841 | 12.80% |
| Beste Eskualde batzuk | 1310 | 19.94% |
| Guztira | 6570.8 | 100% |
2023an, AEBek 6.57 GW / 18.71 GWh energia biltegiratzeko ahalmen berria gehitu zuten, eta horrek aurreko urtearekin alderatuta % 55.6ko potentzia-hazkundea adierazten du. energia biltegiratzeko bateria instalazioakKalifornia eta Texas izan ziren hazkunde hori bultzatu zuten bi estatu nagusiak.
- Kaliforniak 2.95 GW gehitu zituen, AEBetako instalazio berri guztien % 44.9 izanik.
- Texasek 1.47 GW-ko ekarpena egin zuen, guztizkoaren % 22.4.
Bi estatu hauek batera, 2023an Estatu Batuetan instalatutako energia biltegiratzeko gaitasun berri guztiaren ia % 70 izan zuten.
AEBetako energia biltegiratzeko proiektuek % 20tik gorako IRR lortu dute
| AEBetako Energia Biltegiratzeko Unitateen Diru-sarreren Banaketa | |||
| Diru-sarreren elementua | Kaliforniako biltegiratze autonomoa (USD/MWh) | Texasko Eguzki-Biltegiratzea (USD/MWh) | Texasko Haize-Biltegiratzea (USD/MWh) |
| Arbitraje | 95 | 93 | 61 |
| Maiztasun Erregulazioa | 56 | 101 | 42 |
| Biraketa-erreserba/biraketarik gabeko erreserba | 8 | 24 | 13 |
| Edukiera Egokitasuna | 64 | - | - |
| Unitateko diru-sarrera osoa | 223 | 218 | 116 |
Energia biltegiratzeko proiektuen diru-sarrerak batez ere arbitrajetik, maiztasun-erregulaziotik, biraketa-erreserbetatik/biraketarik ez dutenetatik eta edukieraren egokitasunetik (bertako edukieran oinarritutako prezioak) datoz.
Lazarden arabera, biltegiratze proiektuek IRR handiak erakusten dituzte:
- Kalifornian, energia biltegiratze autonomoak % 28.9ko IRR lortzen du estatuaren pizgarriak kenduta.
- Texasen, haize-parkeak eta biltegiratzea batera kokatuta eta eguzki-energia gehi biltegiratze proiektuak % 25.5eko eta % 21.1eko IRRak dituzte, hurrenez hurren.
Zifra hauek AEBetako merkatu nagusietan energia biltegiratzeko inbertsioen errentagarritasun handia azpimarratzen dute.
AEBetako energia biltegiratzeko proiektuek % 20tik gorako IRR erakusten dute
| Kaliforniako Energia Biltegiratze Autonomoaren Diru-sarrerak eta IRR | |
| Gako adierazlea | Balio |
| Potentzia-ahalmena (MW) | 100 |
| Iraupena (h) | 4 |
| Energia-ahalmena (MWh) | 400 |
| Eguneroko zikloak % 90eko DOD-an | 1 |
| Urteko funtzionamendu egunak | 350 |
| Kargatzeko kostua ($/kWh) | 0.064 |
| O&M Kostu Finkoa ($/kWh) | 1.3 |
| Urteko F&M Kostu Finkoen Hazkunde Tasa (%) | 2.50% |
| Kargatzeko Kostuen Degradazioaren Hazkundea (%) | 1.87% |
| Eraginkortasuna (%) | 91% |
| Kapital egitura | |
| Zor-ratioa (%) | 20.00% |
| Zorraren kostua (%) | 8.00% |
| Ondare eta Kapital Librearen Ratioa (%) | 80.00% |
| Ekitatearen kostua (%) | 12.00% |
| Zerga-tasa konbinatua (%) | 21.00% |
| Funtzionamendu-bizitza (urteak) | 20 |
| Amortizazio-aldia (urteak) | 5 |
| ITC-BESS federala (%) | 30% |
| Hondar-balioaren tasa (%) | 20% |
| Hasierako Erosketa Kostua ($/kWh) | 291.25 |
| Fidantza gehigarria (kapital-kostuaren %) | 0.70% |
| Fidantza Gehigarriaren Hasierako Urtea | 3 |
| Kapital gastu osoa (mm) | 116.5 |
| Kaliforniako energia biltegiratze autonomorako 20 urteko finantza-proiekzioa | ||||||||||
| Metric | Urtea 0 | Urtea 1 | Urtea 2 | Urtea 3 | Urtea 4 | Urtea 5 | ... | Urtea 18 | Urtea 19 | Urtea 20 |
| Potentzia-ahalmena (MW) | - | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ... | 100 | 100 | 100 |
| Sorkuntza osoa ('000 MWh) | - | 126 | 126 | 126 | 126 | 126 | ... | 126 | 126 | 126 |
| Diru-sarrera guztiak (mm) | - | 28 | 28 | 28 | 28 | 28 | ... | 28 | 28 | 28 |
| Kargatzeko kostu osoa ($mm) | - | -8.9 | -9 | -9.2 | -9.4 | -9.6 | ... | -12.2 | -12.4 | -12.7 |
| Eragiketa eta mantentze-lan finkoen guztirako eta fidantza ($mm) | - | -0.5 | -0.5 | -1.4 | -1.4 | -1.4 | ... | -1.6 | -1.6 | -1.6 |
| Eragiketa-kostu osoa (mm) | - | -9.4 | -9.6 | -10.6 | -10.8 | -10.9 | ... | -13.8 | -14.1 | -14.3 |
| EBITDA (mm) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Geratzen den zorra (mm) | - | 23.3 | 22.8 | 22.2 | 21.6 | 21 | ... | 6.1 | 4.2 | 2.2 |
| Zorra – Interesen gastua (mm) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Zorra – Printzipalaren itzulketa (mm) | - | -0.5 | -0.5 | -0.6 | -0.6 | -0.7 | ... | -1.9 | -2 | -2.2 |
| Zorraren gastu normalizatua (mm) | - | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | ... | -2.4 | -2.4 | -2.4 |
| EBITDA (mm) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Amortizazioa (5 urtekoa, % 20ko hondar-balioa) ($mm) | - | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Interes gastuak ($mm) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Zerga aurreko errenta (mm) | - | -1.8 | -1.9 | -2.9 | -3 | -3.2 | ... | 13.8 | 13.7 | 13.6 |
| Zergak (mm) | - | 0.4 | 0.4 | 0.6 | 0.7 | 0.7 | ... | -2.9 | -2.9 | -2.9 |
| Zerga Kreditu Federala (ITC) ($mm) | 34.95 | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| Kapital gastua (mm) | -93.2 | -23.3 | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| Diru-fluxua (mm) | -93.2 | 51.7 | 16.6 | 15.8 | 15.6 | 15.4 | ... | 9 | 8.8 | 8.5 |
| IRR | 22% | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
Lazarden arabera, AEBetan 4 orduko energia biltegiratzearen hasierako kapital-kostua 190 $ eta 392.5 $/kWh artekoa da, batez beste 291.25 $/kWh-koa delarik (~2 RMB/Wh). Horrek barne hartzen ditu 221 $/kWh DC osagaiarentzat, 45 $/kW AC osagaiarentzat eta 59 $/kWh instalazioarentzat eta bestelako kostu erlazionatuentzat. % 20ko zorra eta % 8ko urteko interes-tasa duen finantzaketa-egitura baten pean, Kaliforniako energia-biltegiratze autonomoak % 22ko IRR lortzen du, eta horrek 174 $/MWh-ko (~1.2 RMB/kWh) Biltegiratze Kostu Berdindu bati (LCOS) dagokio.
Energia berriztagarrien ahalmenaren igoerak prezioen arteko aldea zabaltzen du gailurren eta haranen artean
Energia berriztagarrien ahalmenaren igoerak eguneko punta-harana prezioen arteko aldea zabaldu dezake. "Ahate Kurba" deiturikoak egunean zehar karga garbiaren aldaketa ilustratzen du, non karga garbia benetako karga ken energia berriztagarrien sorkuntza-irteera gisa definitzen den. International Solar PV Network-ek aipatutako Synergy-ren arabera, 2018az geroztik, Ahate Kurbak eguerdiko beherakada nabarmena eta arratsaldeko gailur altuagoa erakutsi ditu energia berriztagarrien ahalmena hazten ari den eskualdeetan. Joera honek iradokitzen du AEBetako elektrizitate-merkatuan, merkatu-eskaintzak eta eskariak neurri handi batean bultzatuta dagoena, eskaintzaren eta eskariaren eguneko gorabeherek are gehiago areagotu ditzaketela eguneko eta eguneko punta-harana prezioen arteko aldeak.
Energia berriztagarrien ahalmenaren igoerak eguneko prezioen arteko aldea zabaltzen du puntatik haranera
PG&E-ren erabilera-orduaren (TOU) elektrizitate-tarifeek punta-harana prezio-diferentzial nabarmenak erakusten dituzte udan. TOU-C planaren arabera, udako punta-harana prezio-diferentziala 0.09 $/kWh da (~0.63 RMB/kWh). TOU-D planak udako punta-harana prezio-diferentzial handiagoa du, 0.14 $/kWh-koa. PG&E E-ELEC programan, etxebizitzako elektrifikazio-hobekuntzen ondorioz (adibidez, ibilgailu elektrikoak kargatzea, bateriaren biltegiratzea, bero-ponpak eta eguzki-panelak) elektrizitate-kontsumo handia duten bezeroentzat diseinatutako programan, udako punta-harana prezio-diferentziala 0.22 $/kWh-ra iristen da.
PG&E-ren Erabilera Orduaren (TOU) Elektrizitate Tarifak
PG&E-k bi erabilera-ordutegi (TOU) plan nagusi eskaintzen ditu: TOU-C, egunero 4:00etatik 9:00etara bitarteko puntako aldi bat aplikatzen duena, eta TOU-D, astegunetan jaiegunak ez direnetan bakarrik 5:00etatik 8:00etara bitarteko puntako aldi bat aplikatzen duena. TOU-D lehen begiratuan abantailagarria dirudien arren puntako ordu laburrengatik, bereziki kontsumo handiko bezeroentzat diseinatuta dago. TOU-C PG&E-ren plan estandarra da, elektrizitate-kontsumo ertaina edo txikia duten etxebizitzentzat pentsatua. Horrez gain, E-ELEC etxeko elektrifikazio-hobekuntzen ondorioz elektrizitate-kontsumo handia duten bezeroentzako programa espezializatua da, ibilgailu elektrikoen kargatzea barne. litiozko bateria biltegiratzea, bero-ponpak (ura berotzeko eta/edo klima-kontrolerako) eta eguzki-energia fotovoltaiko instalazioak.
AEBetako sare zaharkitua eta hauskorra: energia biltegiratzeak sarearen egonkortasuna laguntzen du
Sarearen modernizazio eskasak eta energia-hornikuntza-katearen luzapenak eragina dute AEBetako sarearen fidagarritasunean
Eskualdeko sare elektrikoen arteko interkonexio mugatua: AEBetako sarea hasieran sistema isolatu gisa garatu zen eta geroago elkarren artean elkarri lotu zen. Hala ere, hiru interkonexio nagusiak edukiera txikiko korronte zuzeneko linea gutxi batzuek baino ez dituzte lotuta, eta horrek eskualdeen arteko eskaintza eta eskaria orekatzeko gaitasuna mugatzen du.
Azpiegitura Zahartuen eta Energia Trantsizioaren Erronkak: Energia berriztagarrietarako aldaketarekin, azpiegitura zahartzea arazo kritiko bihurtu da. AEBetako Energia Sailaren CCTV Finance-k aipatutako estatistiken arabera, transmisio-lineen eta transformadoreen % 70 25 urte baino gehiago daramatzate martxan, eta zirkuitu-hausleen % 60 30 urte baino gehiago daramatzate zerbitzuan. Ipar Amerikako Fidagarritasun Elektrikoko Korporazioak (NERC) adierazi du AEBek transmisio-linea gehigarriak behar dituztela, eta horiek eraikitzeko 7 eta 15 urte artean iraun dezaketela.
Energia-hornikuntza-katearen epeak luzatzea: Energia-ekipoen entrega-epe luzeek are gehiago eragin dute sarearen fidagarritasunean. NERCek argitaratutako 2024ko Udako Fidagarritasun Ebaluazioaren arabera (People's Daily-k aipatua), 2020az geroztik, transformadoreen, transmisio-kableen, etengailuen eta panel fotovoltaikoen entrega-epeak nabarmen handitu dira AEBetan, eta horrek eragin handia izan du proiektu berrien eraikuntzan eta berritzean, baita urtaroetarako prestaketan ere.
Merkatuaren ikuspegia: Aurreikusitako proiektu ugariek eta sare elektrikoaren konexio sinplifikatuek hazkunde potentziala askatzen dute
AEBetako energia biltegiratzeko merkatu potentziala: 97 GWh instalazio berriak 2026an, hazkunde handia eta iraunkorra
| AEBek energia fotovoltaiko eta biltegiratzeko ahalmen berria gehitu dute | |||
| Urtea | Gehitutako PV Ahalmen Berria (GW) | Energia biltegiratzeko gaitasun berria (GW) | Energia biltegiratzeko gaitasun berria (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 |
Wood Mackenzie-ren arabera, AEBek 32.4 GW-ko energia biltegiratze ahalmen berria gehitu zuten 2023an, aurreko urteko aldi beraren aldean % 51eko igoera izanik. Merkatuan batez besteko biltegiratze iraupena 3.2 ordukoa izan zen, eta merkataritza eta industria biltegiratze tasak % 5 eta % 13koak izan ziren, hurrenez hurren, eta 2024an % 10 eta % 25era igotzea espero da.
Eguzki-energiarekin batera biltegiratzearen erabilera etengabe handitzen ari dela eta energia-biltegiratze autonomoaren hazkunde handia jarraitzen duela suposatuz gero, kalkulatzen dugu 2024 eta 2025ean energia-biltegiratze instalazio berriek 14.9 GW eta 22.0 GW-ra iritsiko direla, hau da, aurreko urteko hazkundea % 66 eta % 48koa, hurrenez hurren.
FERCen interkonexio-arau berriek AEBetako energia-biltegiratze-sarearen oztopoak arinduko dituztela espero da.
| AEBetako Energia Biltegiratzeko Sarearen Konexio Egoera | |||||
| 2024 hilabetea | Aurreikusitako Sare Konexioa (MW) | Benetako Sare Konexioa (MW) | Gehitutako gaitasun berria (MW) | Hileroko sare-konexio-tasa | Sare-konexio-tasa metatua |
| Urtarrilaren | 1044 | 155 | 889 | 14.83% | 14.83% |
| Otsailaren | 1535 | 36 | 2388 | 2.34% | 7.39% |
| Martxoaren | 1759 | 1045 | 3102 | 59.43% | 28.49% |
| Apirila | 829 | 685 | 3245 | 82.69% | 37.19% |
| may | 655 | 1073 | 2827 | 163.84% | 51.43% |
| June | 2526 | 1250 | 4103 | 49.48% | 50.84% |
| Uztaila | 412 | 753 | 3762 | 182.84% | 57.05% |
| Abuztuaren | 260 | 961 | 3061 | 369.54% | 66.06% |
| Iraila | 614 | - | - | - | - |
| Urria | 162 | - | - | - | - |
| Azaroa | 210 | - | - | - | - |
| Abenduaren | 4299 | - | - | - | - |
EIAren arabera, 2024ko urtarriletik abuztura bitartean, AEBek 5.96 GW energia biltegiratzeko konektatu zuten guztira, urteko helburuaren % 66.06 lortuz eta aurreko urteko aldi beraren aldean 4.03 puntu portzentual gehiago izanik. Interkonexio-ilaran dauden biltegiratze-proiektuen kopuru gero eta handiagoa eta baimen-ziklo luzeak dira sare elektrikoaren konexioaren eraginkortasuna mugatzen duten faktore nagusiak.
Berrikuspen-denbora luzeagoek biltegiratze-proiektu asko ilaran jarri dituzte. AEBetan, interkonexio-eskaera bat aurkeztu eta merkataritza-eragiketa hasi arteko denbora 2 urte baino gutxiago izan zen 2000 eta 2007 artean, baina 4 urte baino gehiagora igo zen 2018 eta 2023 artean.
FERCen interkonexio-arau berriek AEBetako energia-biltegiratze-sarearen oztopoak arinduko dituztela espero da.
| 2023 vs 2024 Benetako vs. Aurreikusitako Sare Konexio Tasa | ||
| Hilabetea | 2023ko sare elektrikorako konexio-tasa metatua | 2024ko sare elektrikorako konexio-tasa metatua |
| 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% | ~- |
2023ko uztailaren 28an, FERCek interkonexio-arau berriak argitaratu zituen, sare elektrikoaren konexio-prozesua errazteko helburuarekin. Neurri nagusien artean, bideragarritasun- eta sistemaren eragin-azterlanak 150 eguneko epean burutzeko konprimitzea eta proiektuen banakako azterlanetatik multzoka egindako azterlanetara aldatzea daude, horrela ilara-denborak murriztuz. Arauak 2023ko azaroaren 6an sartu ziren indarrean. Inplementatu zenetik, 2024ko urtarriletik abuztura bitarteko energia-biltegiratze-interkonexioen benetako eta aurreikusitako kopurua 2023koa baino zertxobait handiagoa da, nahiz eta oraindik badagoen hobetzeko tarterik amaiera-tasetan.
2024ko maiatzean, FERCek 1920 Agindua eman zuen, AEBetako eskualde arteko transmisio-sareen epe luzerako plangintza eta inbertsioa hurrengo 20 urteetan zehar hartzen zuena. Aginduak transmisio-operadoreei eskatzen die beren planak bost urtean behin eguneratzea (lehen gutxitan egiten zena) eta bideragarritasun ekonomikoa, fidagarritasuna eta muturreko eguraldi-inpaktuak kontuan hartzea. FERCek sarearen hobekuntza eta funtzionamendurako kostuen esleipen-arau berriak ere sartu zituen, eta horiek energia-biltegiratze-eskaria eta interkonexio-eraginkortasuna babestuko dituztela espero da.
