Fattori chjave di u mercatu: IRR elevatu alimentatu da tagli di tariffe, volatilità di a rete è incentivi
A California è u Texas sò in testa à u boom di u almacenamentu di l'energia in i Stati Uniti, catturendu circa u 70% di e nuove installazioni.
| Crescita di a capacità di almacenamiento di energia aghjunta in i Stati Uniti | |||
| Annu | Nova Capacità Aggiunta (MW) | Nova Capacità Aggiunta (MWh) | Crescita annuale (annu annantu) |
| 2020 | ~ 500 | ~ 1,000 | ~ |
| 2021 | ~ 3,500 | ~ 10,000 | ~ 500% |
| 2022 | ~ 4,500 | ~ 11,800 | ~ 0-50% |
| 2023 | ~ 6,800 | ~ 19,000 | ~ 100% |
| 2023 US Nova Distribuzione di Capacità di Stoccaggio di Energia Aggiunta | ||
| Regione | Nova Capacità Aggiunta (MW) | Proporzione |
| California | 2951 | 44.91% |
| Texas | 1468.8 | 22.35% |
| Arizona | 841 | 12.80% |
| Altre Regioni | 1310 | 19.94% |
| Total | 6570.8 | 100% |
In u 2023, i Stati Uniti anu aghjustatu 6.57 GW / 18.71 GWh di nova capacità di almacenamiento d'energia, chì rapprisenta una crescita annuale di 55.6% in putenza. installazioni di batterie di almacenamiento di energiaA California è u Texas sò emersi cum'è i dui stati principali chì anu guidatu sta crescita.
- A California hà aghjustatu 2.95 GW, chì rapprisentanu u 44.9% di e nuove installazioni totali di i Stati Uniti.
- U Texas hà cuntribuitu 1.47 GW, chì rapprisenta u 22.4% di u tutale.
Inseme, sti dui stati anu rapprisintatu guasi u 70% di tutta a nova capacità di almacenamiento d'energia installata in i Stati Uniti in u 2023.
I prughjetti di almacenamiento di energia di i Stati Uniti ottenenu un IRR superiore à u 20%
| Ripartizione di i ricavi di l'unità di almacenamiento di energia di i Stati Uniti | |||
| Elementu di ricavi | Stoccaggio autonomu in California (USD/MWh) | Texas Solar-Storage (USD/MWh) | Accumulazione Eolica di u Texas (USD/MWh) |
| Arbitrage | 95 | 93 | 61 |
| Regulamentu di Frequenza | 56 | 101 | 42 |
| Riserva per filatura/non filatura | 8 | 24 | 13 |
| Adeguatezza di a capacità | 64 | - | - |
| Ricavu Unitariu Tutale | 223 | 218 | 116 |
I ricavi per i prughjetti di almacenamiento d'energia provenenu principalmente da l'arbitraggio, a regulazione di frequenza, e riserve di rotazione/non rotazione è l'adeguatezza di a capacità (prezzi basati nantu à a capacità domestica).
Sicondu Lazard, i prughjetti di almacenamentu dimustranu IRR elevati:
- In California, l'accumulazione d'energia autonoma righjunghje un IRR di 28.9% dopu l'incentivi statali.
- In Texas, u ventu è u almacenamentu cullucati è prughjetti di energia solare più almacenamentu anu IRR di 25.5% è 21.1%, rispettivamente.
Queste cifre mettenu in risaltu a forte redditività di l'investimenti in u almacenamentu di energia in i principali mercati americani.
I prughjetti di almacenamiento di energia di i Stati Uniti mostranu un IRR superiore à u 20%
| Ricavi è IRR di l'almacenamentu di energia autonomu in California | |
| Indicatore chjave | Value |
| Capacità di putenza (MW) | 100 |
| Durata (h) | 4 |
| Capacità Energetica (MWh) | 400 |
| Cicli ghjurnalieri à 90% DOD | 1 |
| Ghjorni di funziunamentu annuali | 350 |
| Costu di carica ($/kWh) | 0.064 |
| Costu fissu di O&M ($/kWh) | 1.3 |
| Tassu di crescita annuale di i costi fissi di O&M (%) | 2.50% |
| Crescita di a degradazione di u costu di carica (%) | 1.87% |
| Efficienza (%) | 91% |
| Struttura Capitale | |
| Rapportu di debitu (%) | 20.00% |
| Costu di u debitu (%) | 8.00% |
| Ratio di Capitale Propriu è Capitale Liberu (%) | 80.00% |
| Costu di l'equità (%) | 12.00% |
| Tassa d'imposizione cumminata (%) | 21.00% |
| Vita operativa (anni) | 20 |
| Periodu di Deprezzamentu (Anni) | 5 |
| ITC-BESS Federale (%) | 30% |
| Tassu di Valore Residuale (%) | 20% |
| Costu d'acquisizione iniziale ($/kWh) | 291.25 |
| Depositu di Sicurezza Supplementariu (% di u Costu di Capitale) | 0.70% |
| Annu iniziale di u depositu di sicurezza supplementariu | 3 |
| Spesa tutale di capitale ($ mm) | 116.5 |
| Prughjezzione finanziaria di 20 anni per u almacenamentu d'energia autonomu in California | ||||||||||
| Metrica | Annu 0 | Annu 1 | Annu 2 | Annu 3 | Annu 4 | Annu 5 | ... | Annu 18 | Annu 19 | Annu 20 |
| Capacità di putenza (MW) | - | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ... | 100 | 100 | 100 |
| Generazione tutale ('000 MWh) | - | 126 | 126 | 126 | 126 | 126 | ... | 126 | 126 | 126 |
| Ricavi Totali ($mm) | - | 28 | 28 | 28 | 28 | 28 | ... | 28 | 28 | 28 |
| Costu tutale di carica ($ mm) | - | -8.9 | -9 | -9.2 | -9.4 | -9.6 | ... | -12.2 | -12.4 | -12.7 |
| Totale Fissu O&M è Depositu di Sicurezza ($ mm) | - | -0.5 | -0.5 | -1.4 | -1.4 | -1.4 | ... | -1.6 | -1.6 | -1.6 |
| Costu Operativu Tutale ($ mm) | - | -9.4 | -9.6 | -10.6 | -10.8 | -10.9 | ... | -13.8 | -14.1 | -14.3 |
| EBITDA ($mm) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Debitu Restante ($mm) | - | 23.3 | 22.8 | 22.2 | 21.6 | 21 | ... | 6.1 | 4.2 | 2.2 |
| Debitu - Spese d'interessi ($ mm) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Debitu – Rimborsu di u capitale ($ mm) | - | -0.5 | -0.5 | -0.6 | -0.6 | -0.7 | ... | -1.9 | -2 | -2.2 |
| Spesa di u Debitu Normalizatu ($ mm) | - | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | ... | -2.4 | -2.4 | -2.4 |
| EBITDA ($mm) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Deprezzamentu (5 anni, valore residuale 20%) ($mm) | - | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Spese d'interessi ($mm) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Redditu prima di l'impositu ($mm) | - | -1.8 | -1.9 | -2.9 | -3 | -3.2 | ... | 13.8 | 13.7 | 13.6 |
| Tasse ($mm) | - | 0.4 | 0.4 | 0.6 | 0.7 | 0.7 | ... | -2.9 | -2.9 | -2.9 |
| Creditu d'Imposta Federale (ITC) ($mm) | 34.95 | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| Spese di capitale ($ mm) | -93.2 | -23.3 | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| Flussu di cassa ($mm) | -93.2 | 51.7 | 16.6 | 15.8 | 15.6 | 15.4 | ... | 9 | 8.8 | 8.5 |
| IRR | 22% | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
Sicondu Lazard, u costu iniziale di capitale per l'accumulazione d'energia di 4 ore in i Stati Uniti varieghja trà $ 190 è $ 392.5 / kWh, cù una media presunta di $ 291.25 / kWh (~ 2 RMB / kWh). Questu include $ 221 / kWh per a cumpunente DC, $ 45 / kW per a cumpunente AC, è $ 59 / kWh per l'installazione è altri costi cunnessi. Sottu una struttura di finanziamentu cù un debitu di 20% à un tassu d'interessu annuale di 8%, l'accumulazione d'energia autonoma in California ottiene un IRR di 22%, chì currisponde à un Costu Livellatu di Accumulazione (LCOS) di $ 174 / MWh (~ 1.2 RMB / kWh).
L'aumentu di a capacità rinnuvevule allarghe u spread di prezzi da punta à valle
L'aumentu di a capacità di energia rinnuvevule pò allargà a diffarenza di prezzi intraday da punta à valle. A cusì chjamata "Curva di l'Anatra" illustra a variazione di u caricu netu durante u ghjornu, induve u caricu netu hè definitu cum'è u caricu reale menu a pruduzzione di generazione rinnuvevule. Sicondu Synergy, cum'è citatu da a Rete Internaziunale di u Fotovoltaicu Solare, dapoi u 2018, a Curva di l'Anatra hà mostratu un calu pronunciatu di meziornu è un piccu di sera più altu in e regioni cù una capacità rinnuvevule crescente. Sta tendenza suggerisce chì in u mercatu di l'elettricità di i Stati Uniti, chì hè largamente guidatu da l'offerta è a dumanda di u mercatu, e fluttuazioni intraday di l'offerta è di a dumanda puderanu amplificà ulteriormente i differenziali di prezzi da punta à valle di u ghjornu dopu è intraday.
L'aumentu di a capacità rinnuvevule allarghe u spread di prezzi intraday da punta à valle
I tariffi di l'elettricità in basa di u tempu d'usu (TOU) di PG&E mostranu differenziali di prezzu significativi trà e zone di punta è e zone di valle durante l'estate. Sicondu u pianu TOU-C, u differenziale di prezzu trà e zone di punta è e zone di valle d'estate hè di $ 0.09 / kWh (~ 0.63 RMB / kWh). U pianu TOU-D mostra un differenziale di prezzu più altu di $ 0.14 / kWh. Per PG&E E-ELEC, un prugramma cuncipitu per i clienti cù un cunsumu d'elettricità elevatu per via di l'aghjurnamenti di l'elettrificazione di a casa cum'è a ricarica di i veiculi elettrichi, l'accumulazione di batterie, e pompe di calore è i pannelli solari, u differenziale di prezzu trà e zone di punta è e zone di valle d'estate righjunghje $ 0.22 / kWh.
Tariffe di l'elettricità di PG&E in basa à u tempu d'usu (TOU)
PG&E offre dui piani principali di tempu d'usu (TOU): TOU-C, chì applica un periodu di punta da 4:00 à 9:00 ogni ghjornu, è TOU-D, chì applica un periodu di punta da 5:00 à 8:00 solu i ghjorni di settimana micca festivi. Mentre TOU-D pare vantaghjosu à prima vista per via di e so ore di punta più corte, hè specificamente cuncipitu per i clienti chì utilizanu assai. TOU-C hè u pianu standard di PG&E, destinatu à e famiglie chì cunsumanu assai elettricità in modu mediu o bassu. Inoltre, E-ELEC hè un prugramma specializatu per i clienti cù un cunsumu elevatu di elettricità risultante da l'aghjurnamenti di l'elettrificazione di a casa, cumprese a ricarica di veiculi elettrici. almacenamentu di a bateria di lithium, pompe di calore (per u riscaldamentu di l'acqua è/o u cuntrollu di u clima) è installazioni solari fotovoltaiche.
Rete americana invechjata è fragile: l'accumulazione d'energia sustene a stabilità di a rete
A mudernizazione insufficiente di a rete è i tempi di consegna allungati di a catena di furnimentu energeticu affettanu l'affidabilità di a rete di i Stati Uniti
Interconnessione limitata trà e rete regiunale: A rete americana s'hè sviluppata inizialmente cum'è sistemi isolati è dopu interconnessi nantu à una basa mutuamente benefica. Tuttavia, e trè interconnessioni principali sò cullegate solu da uni pochi di linee DC di bassa capacità, limitendu a so capacità di equilibrà l'offerta è a dumanda trà e regioni.
Sfide di l'infrastrutture invechjate è di a transizione energetica: Cù u cambiamentu versu l'energie rinnuvevuli, l'infrastrutture invechjate sò diventate un prublema criticu. Sicondu e statistiche citate da CCTV Finance di u Dipartimentu di l'Energia di i Stati Uniti, u 70% di e linee di trasmissione è di i trasformatori sò in funzione da più di 25 anni, è u 60% di l'interruttori automatichi anu superatu i 30 anni di serviziu. A North American Electric Reliability Corporation (NERC) hà nutatu chì i Stati Uniti anu bisognu di linee di trasmissione supplementari, chì puderanu piglià da 7 à 15 anni per esse custruite.
Tempi di consegna allungati di a catena di furnimentu energeticu: I tempi di consegna allungati per l'equipaggiamenti energetichi anu avutu un impattu ulteriore nantu à l'affidabilità di a rete. Sicondu a Valutazione di l'Affidabilità Estiva 2024 publicata da u NERC (cum'è citata da People's Daily), dapoi u 2020, i tempi di consegna per trasformatori, cavi di trasmissione, interruttori è pannelli fotovoltaici in i Stati Uniti sò aumentati significativamente, affettendu gravemente a custruzione è l'aghjurnamentu di novi prughjetti, è ancu a preparazione stagionale.
Prospettive di u Mercatu: Prughjetti Pianificati Abbundanti è Cunnessione à a Rete Simplificata Sbloccanu u Potenziale di Crescita
Potenziale di u mercatu di almacenamiento di energia di i Stati Uniti: 97 GWh di nuove installazioni in u 2026, crescita elevata sustinuta
| Nova capacità di almacenamiento di energia è fotovoltaica aghjunta in i Stati Uniti | |||
| Annu | Nova capacità fotovoltaica aghjunta (GW) | Nova capacità di almacenamiento di energia aghjunta (GW) | Nova capacità di almacenamiento di energia aghjunta (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 |
Sicondu Wood Mackenzie, in u 2023 i Stati Uniti anu aghjustatu 32.4 GW di nova capacità di almacenamiento d'energia, chì rapprisenta un aumentu di 51% annantu à l'annu precedente. A durata media di almacenamiento in u mercatu era di 3.2 ore, cù tassi d'adozione di almacenamiento cummerciale è industriale è residenziale di 5% è 13%, rispettivamente, chì si prevede chì aumenteranu à 10% è 25% in u 2024.
Suppunendu un aumentu costante di l'adozione di l'energia solare più u almacenamentu è una crescita cuntinua è elevata per l'almacenamiento di energia autonoma, stimemu chì e nuove installazioni di almacenamentu di energia in u 2024 è u 2025 ghjungheranu à 14.9 GW è 22.0 GW, chì rapprisentanu una crescita annuale di 66% è 48%, rispettivamente.
E nove regule d'interconnessione di a FERC devenu alleviare i colli di bottiglia di a rete di almacenamiento d'energia di i Stati Uniti.
| Statu di cunnessione à a rete di almacenamiento di energia di i Stati Uniti | |||||
| Mese 2024 | Cunnessione à a rete prevista (MW) | Cunnessione à a rete attuale (MW) | Nova Capacità Aggiunta (MW) | Tariffa mensile di cunnessione à a rete | Tassa di cunnessione à a rete cumulativa |
| Ghjinnaghju | 1044 | 155 | 889 | 14.83% | 14.83% |
| Febbraiu | 1535 | 36 | 2388 | 2.34% | 7.39% |
| Marzu | 1759 | 1045 | 3102 | 59.43% | 28.49% |
| Aprile | 829 | 685 | 3245 | 82.69% | 37.19% |
| Maghju | 655 | 1073 | 2827 | 163.84% | 51.43% |
| Ghjugnu | 2526 | 1250 | 4103 | 49.48% | 50.84% |
| Lugliu | 412 | 753 | 3762 | 182.84% | 57.05% |
| Aostu | 260 | 961 | 3061 | 369.54% | 66.06% |
| Sittembre | 614 | - | - | - | - |
| Ottobre | 162 | - | - | - | - |
| Nuvembre | 210 | - | - | - | - |
| Dicembre | 4299 | - | - | - | - |
Sicondu l'EIA, da ghjennaghju à aostu 2024, i Stati Uniti anu cunnessu un totale di 5.96 GW di almacenamiento d'energia, ottenendu u 66.06% di l'ubbiettivu annuale è rapprisentendu un aumentu di 4.03 punti percentuali annantu à l'annu precedente. U numeru crescente di prughjetti di almacenamiento in a coda d'interconnessione è i lunghi cicli d'approvazione sò fattori chjave chì limitanu l'efficienza di cunnessione à a rete.
I tempi di revisione allungati anu purtatu à parechji prughjetti di almacenamentu in coda. In i Stati Uniti, u tempu da a presentazione di una dumanda d'interconnessione à l'iniziu di l'operazione cummerciale era menu di 2 anni trà u 2000 è u 2007, ma hè aumentatu à più di 4 anni trà u 2018 è u 2023.
E nove regule d'interconnessione di a FERC devenu alleviare i colli di bottiglia di a rete di almacenamiento d'energia di i Stati Uniti.
| 2023 vs 2024 Tassa di cunnessione à a rete attuale vs. prevista | ||
| Mese | Tassa di cunnessione à a rete cumulativa 2023 | Tassa di cunnessione à a rete cumulativa 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% | ~- |
U 28 di lugliu di u 2023, a FERC hà publicatu nuove regule d'interconnessione destinate à simplificà u prucessu di cunnessione à a rete. E misure chjave includenu a cumpressione di i studii di fattibilità è d'impattu di u sistema da compie in 150 ghjorni è u cambiamentu da studii di prughjetti individuali à studii di cluster in batch, riducendu cusì i tempi di coda. E regule sò entrate in vigore u 6 di nuvembre di u 2023. Dapoi l'implementazione, l'interconnessioni totali di almacenamiento d'energia effettive vs. previste per ghjennaghju-aostu 2024 sò ligeramente più alte chè in u 2023, ancu s'ellu ci hè sempre spaziu per migliurà i tassi di cumpletamentu.
In maghju 2024, a FERC hà publicatu l'Ordine 1920, chì copre a pianificazione à longu andà è l'investimentu di e rete di trasmissione interregionali in i Stati Uniti in i prossimi 20 anni. L'ordine impone à l'operatori di trasmissione di aghjurnà i so piani ogni cinque anni (prima raramente fattu) è di cunsiderà a fattibilità ecunomica, l'affidabilità è l'impatti climatichi estremi. A FERC hà ancu introduttu nuove regule di ripartizione di i costi per l'aghjurnamenti è l'operazioni di a rete, chì si prevede susteneranu a dumanda di almacenamentu d'energia è l'efficienza di l'interconnessione.
