Solar Renewable Energy Certificate

Solare RPS-krav er beregnet til at skabe et marked for SREC’er og et dynamisk incitament for solcelleindustrien. Solar RPS-krav kræver, at energileverandører eller forsyningsselskaber indkøber en vis procentdel af elektriciteten fra kvalificerede vedvarende solenergiressourcer i en stat. Disse energileverandører og/eller forsyningsselskaber kan opfylde RPS-kravene for solenergi ved at købe SREC’er fra husejere og virksomheder, der ejer solcelleanlæg og producerer SREC’er. Husejere og virksomheder kan derefter udnytte salget af de SREC’er, de genererer, til at hjælpe med at finansiere deres solcelleanlæg. SRECs kan sælges på forskellige måder, f.eks. på spotmarkedet, på auktion eller ved at forhandle langsigtede kontrakter.

Udbud og efterspørgselRediger

SREC-udbuddet i en bestemt stat bestemmes af antallet af solcelleanlæg, der er kvalificeret til at producere SRECs, og som rent faktisk sælger SRECs i den pågældende stat. Efterhånden som der bygges flere solcelleanlæg, vil SREC-udbuddet stige. Efterspørgslen efter SREC’er bestemmes af en stats RPS-krav til solenergi, som typisk er et krav om, at en vis procentdel af den energi, der leveres til en stat, skal stamme fra kvalificerede solenergiressourcer. Lastforsynende enheder eller organisationer, der leverer elektricitet til staten, er forpligtet til at opfylde disse krav. RPS-kravene til solenergi i mange stater vil stige i det kommende årti.

Stater med SREC-markederRediger

Der er i øjeblikket 35 stater (og Washington, D.C.) med eksisterende Renewable Portfolio Standards (RPS). Ud af disse 36 har kun 17 af dem specifikke solcelleudskillelser pålagt i deres RPS. Og ud af de 17 med solcelleudelukkelser er det kun 7, der anvender SREC’er som incitamenttype. Følgende tabel viser 5 af de mest konkurrencedygtige SREC-markeder i USA.:

Massachusetts har også et meget konkurrencedygtigt SREC-marked, men har for nylig lukket for nye ansøgninger til programmet for at gå over til en anden type incitamenter. Ohio er heller ikke længere med på listen på trods af et tidligere succesfuldt SREC-marked, fordi staten vedtog lovgivning om at fjerne deres RPS helt og holdent i 2026.

PriserRediger

Typisk er der ikke tildelt en monetær værdi til en SREC. SREC-priserne bestemmes i sidste ende af markedskræfterne inden for de parametre, der er fastsat af staten. Hvis der er mangel på SREC-udbuddet, vil priserne stige, hvilket resulterer i en stigning i værdien af incitamentet for solcelleanlæg og en tilsigtet fremskyndelse af solcelleinstallationer. Efterhånden som SREC-udbuddet indhenter SREC-efterspørgslen, vil priserne sandsynligvis falde, hvilket vil resultere i en tilsigtet opbremsning af solcelleanlæggene. Med tiden er SREC-markederne udformet til at finde en ligevægtspris, der tilskynder til tilstrækkelig mange installationer til at dække den stigende efterspørgsel, der er fastsat i RPS. Generelt set er SREC-priserne en funktion af (1) en stats alternative solcellebetalinger (SACP), (2) udbuddet og efterspørgslen efter SREC’er i den pågældende stat og (3) den periode eller længde, som SREC’erne sælges over.

Spot-salgBearbejd

Spot-prisen for SREC’er er generelt højere end priserne i langsigtede kontrakter, da systemejeren påtager sig markedsrisikoen. Hvis stigningerne i udbuddet er større end den stigende efterspørgsel, kan spotpriserne falde. SRECs er blevet handlet helt op til 680 USD i New Jersey. I andre stater varierer SREC-markedspriserne fra 45 USD i Delaware til 271,05 USD i Massachusetts. Ud over den stærke efterspørgsel på spotmarkedet i stater, der oplever forsyningsmangel, har den generelle mangel på levedygtige langtidskontrakter og de store rabatter, der anvendes på disse kontrakter, fået nogle systemejere og projektudviklere til at søge måder at finansiere solenergi på gennem spottransaktioner. I juni 2010 meddelte Diamond Castle, et New York-baseret privat egenkapitalfirma, at det ville finansiere projekter udelukkende med egenkapital for at undgå de præmier, der betales i langtidskontrakter.

LangtidskontrakterRediger

Ud over at give sikkerhed og stabilitet i likviditeten kræves der ofte langfristede SREC-kontrakter af banker eller andre låneinstitutioner, der ikke er villige til at acceptere markeds- og lovgivningsmæssige risici i forbindelse med SREC-markederne. SREC-kontrakter, der er længere end tre år, kan imidlertid være vanskelige at sikre på nogle SREC-markeder, fordi energileverandører på deregulerede elmarkeder sjældent har elforsyningskontrakter, der er længere end tre år. Nogle SREC-aggregatorer har formået at forhandle aftaler med en løbetid på 3-10 år og er i stand til at tilbyde kontrakter af samme længde til deres privat- og erhvervskunder. I de fleste tilfælde kræver langtidskontrakter en eller anden form for præmie i forhold til markedspriserne for at kompensere aftageren for at stille kredit til rådighed for at garantere kontrakten i tilfælde af prisfald. Denne præmie er også påvirket af den generelle mangel på troværdige aftagere på markedet. På nogle markeder, hvor det kortsigtede udbud har overhalet efterspørgslen, er de langsigtede priser imidlertid konkurrencedygtige og kan faktisk være bedre end spotpriserne.