Tarifa por tramo horario (tarifa TOU)

Cómo se mide y especifica

Bajo un cuadro de tarifa por tramo horario (tarifa TOU), la compañía eléctrica asigna precios volumétricos de energía (expresados por kWh en moneda local) a bloques horarios fijos: por ejemplo, una ventana nocturna de carga en periodo valle de bajo coste (como 23:00–06:00), horas diurnas intermedias de periodo llano y horas punta de alto coste a última hora de la tarde o primeras horas de la noche (como 14:00–19:00 o 17:00–21:00), a menudo diferenciadas adicionalmente entre temporadas de verano/invierno y días laborables frente a fines de semana.

Para un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) detrás del contador que realiza arbitraje diario bajo tarifa TOU, el valor económico neto por kilovatio-hora descargado no es simplemente la diferencia bruta de precio entre la tarifa punta (Ppeak) y la tarifa de carga en valle (Poff-peak). Dado que las pérdidas por eficiencia de ida y vuelta (RTE) requieren más de 1 kWh de energía de carga para entregar 1 kWh de descarga en hora punta, el diferencial neto efectivo por kWh descargado es Ppeak − (Poff-peak / RTE), antes de restar la degradación cíclica de la batería y los costes de operación y mantenimiento (O&M).

Por qué es relevante al aprovisionarse desde China

Incluso cuando un comprador comercial adquiere armarios o contenedores LFP directamente de fabricantes chinos Tier-1 a precios FOB competitivos, el arbitraje TOU por sí solo con frecuencia no logra generar un valor actual neto (NPV) positivo si el diferencial tarifario entre punta y valle de la compañía eléctrica local es estrecho. Tal como se explica en cómo se modela el TCO de baterías y almacenamiento, nuestros estudios evalúan el diferencial tarifario local exacto junto con las pérdidas por eficiencia de ida y vuelta (RTE) y la degradación, en lugar de asumir que toda batería se amortiza por sí sola:

• Diferencial estrecho sin cargos por demanda (NPV negativo solo con arbitraje): En el estudio de TCO de sistema de almacenamiento de energía (ESS) de 3 MWh para un hospital en Oriente Medio y África, la tarifa eléctrica ofrece un precio de carga en valle de $0.023/kWh frente a un valor combinado de energía evitada en punta de $0.11/kWh (con un 92% de RTE y un 85% de profundidad de descarga (DoD)). A lo largo de 15 años, el ahorro exclusivo por arbitraje energético arroja un NPV negativo (−$874,973), lo que demuestra que el caso de compra del hospital debe justificarse por la prevención de cortes en cuidados críticos o el desplazamiento de horas de funcionamiento de generadores diésel, y no únicamente por el diferencial TOU.
• Diferencial municipal comprimido: Del mismo modo, en el estudio de TCO de almacenamiento en baterías de 100 kWh para un museo sudafricano, cargar a una tarifa valle de ZAR 1.85/kWh y descargar frente a una tarifa punta de ZAR 2.00/kWh con un 92% de RTE no deja prácticamente ningún margen neto de arbitraje una vez deducidas las pérdidas de eficiencia, convirtiendo la resiliencia no cuantificada frente a los cortes programados de red (load-shedding) en el factor decisivo.
• Arbitraje TOU acumulado + recorte de picos de demanda (NPV positivo): Por el contrario, en el estudio de TCO de sistema de almacenamiento de energía (ESS) de 750 kWh para una planta embotelladora en la UE, combinar una tarifa de carga en valle de €0.09/kWh y un diferencial entre punta y valle de €0.11/kWh (€17,154 de ahorro por arbitraje en el año 1 con un 92% de RTE durante 260 días/año) con €33,300/año en reducciones mensuales de cargos por potencia mediante recorte de picos de demanda (peak shaving) produce un NPV positivo a 10 años de €23,115 y un periodo de recuperación (payback) simple de 8.3 años.

Qué confirmar antes de la compra

• Calcule su diferencial neto TOU ajustado por eficiencia (Ppeak − Poff-peak / RTE) utilizando el cuadro tarifario real de su compañía eléctrica antes de solicitar cotizaciones de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en China.
• Compruebe si la ventana de carga en horario valle es lo suficientemente amplia (en horas) para recargar la batería a su tasa C (C-rate) nominal sin provocar un pico de demanda en horario valle.
• Confirme que el sistema de gestión de energía (EMS) del proveedor admite programaciones de despacho TOU con múltiples ventanas estacionales y diferenciación entre días laborables y fines de semana.