주요 시장 동인: 금리 인하, 전력망 변동성 및 인센티브로 인한 높은 내부 수익률(IRR)
캘리포니아와 텍사스가 미국 에너지 저장 장치 시장의 성장을 주도하며 신규 설치량의 약 70%를 차지하고 있습니다.
| 미국 신규 에너지 저장 용량 증가 | |||
| 출간연도 | 신규 증설 용량(MW) | 신규 추가 용량(MWh) | 전년 대비 성장률(yoy) |
| 2020 | ~ 500 | ~ 1,000 | ~ |
| 2021 | ~ 3,500 | ~ 10,000 | ~ 500의 % |
| 2022 | ~ 4,500 | ~ 11,800 | ~0-50% |
| 2023 | ~ 6,800 | ~ 19,000 | ~ 100의 % |
| 2023년 미국 신규 에너지 저장 용량 증설 현황 | ||
| 지역 | 신규 증설 용량(MW) | 비율 |
| 캘리포니아 | 2951 | 44.91% |
| 텍사스 | 1468.8 | 22.35% |
| 애리조나 | 841 | 12.80% |
| 기타 지역 | 1310 | 19.94% |
| 금액 | 6570.8 | 100% |
2023년 미국은 6.57GW/18.71GWh의 신규 에너지 저장 용량을 추가했으며, 이는 전년 대비 55.6% 증가한 수치입니다. 에너지 저장 배터리 설치캘리포니아와 텍사스가 이러한 성장을 주도하는 두 주요 주로 부상했습니다.
- 캘리포니아주는 2.95GW의 발전 용량을 추가했으며, 이는 미국 전체 신규 설치량의 44.9%에 해당합니다.
- 텍사스주는 1.47GW를 기여했으며, 이는 전체의 22.4%에 해당합니다.
이 두 주는 2023년 미국에 설치된 전체 신규 에너지 저장 용량의 거의 70%를 차지했습니다.
미국 에너지 저장 프로젝트, 내부수익률 20% 이상 달성
| 미국 에너지 저장 장치 매출 분석 | |||
| 수익 항목 | 캘리포니아 독립형 에너지 저장 장치(USD/MWh) | 텍사스 태양광 에너지 저장 장치 (USD/MWh) | 텍사스 풍력 에너지 저장량(USD/MWh) |
| 중재 | 95 | 93 | 61 |
| 주파수 규제 | 56 | 101 | 42 |
| 스피닝/비스피닝 예비 타이어 | 8 | 24 | 13 |
| 용량 적정성 | 64 | - | - |
| 총 단위 수익 | 223 | 218 | 116 |
에너지 저장 프로젝트의 수익은 주로 차익거래, 주파수 조절, 회전/비회전 예비력, 그리고 용량 적정성(국내 용량 기반 가격 책정)에서 발생합니다.
라자드에 따르면, 저장 프로젝트는 높은 내부수익률(IRR)을 보여줍니다.
- 캘리포니아에서는 주정부 인센티브를 적용한 후 독립형 에너지 저장 장치의 내부 수익률(IRR)이 28.9%에 달합니다.
- 텍사스에서는 풍력 발전과 에너지 저장 장치를 한 곳에 설치하는 방식이 있습니다. 태양광+에너지 저장 프로젝트 각각 25.5%와 21.1%의 내부수익률(IRR)을 가지고 있습니다.
이 수치들은 미국 주요 시장에서 에너지 저장 투자의 높은 수익성을 보여줍니다.
미국 에너지 저장 프로젝트, 내부 수익률 20% 이상 기록
| 캘리포니아 독립형 에너지 저장 장치 수익 및 내부 수익률 | |
| 주요 지표 | 가치관 |
| 전력 용량(MW) | 100 |
| 기간(시간) | 4 |
| 에너지 용량(MWh) | 400 |
| 90% DOD에서의 일일 주기 | 1 |
| 연간 운영일 | 350 |
| 충전 비용($/kWh) | 0.064 |
| 고정 운영 및 유지보수 비용($/kWh) | 1.3 |
| 연간 고정 운영 및 유지보수 비용 증가율(%) | 2.50% |
| 충전 비용 저하 증가율(%) | 1.87% |
| 효율 (%) | 91% |
| 자본 구조 | |
| 부채비율(%) | 20.00% |
| 부채 비용(%) | 8.00% |
| 자기자본 및 잉여자본비율(%) | 80.00% |
| 자기자본비용(%) | 12.00% |
| 통합 세율(%) | 21.00% |
| 작동 수명(년) | 20 |
| 감가상각 기간(년) | 5 |
| 연방 ITC-BESS (%) | 30% |
| 잔존가치율(%) | 20% |
| 초기 구매 비용($/kWh) | 291.25 |
| 추가 보증금 (자본 비용 대비 비율) | 0.70% |
| 추가 보증금 첫 해 | 3 |
| 총 자본 지출액(백만 달러) | 116.5 |
| 캘리포니아 독립형 에너지 저장 장치의 20년 재정 전망 | ||||||||||
| 메트릭 | 년 0 | 년 1 | 년 2 | 년 3 | 년 4 | 년 5 | ... | 년 18 | 년 19 | 년 20 |
| 전력 용량(MW) | - | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ... | 100 | 100 | 100 |
| 총 발전량(천 MWh) | - | 126 | 126 | 126 | 126 | 126 | ... | 126 | 126 | 126 |
| 총 매출액(백만 달러) | - | 28 | 28 | 28 | 28 | 28 | ... | 28 | 28 | 28 |
| 총 청구 비용(백만 달러) | - | -8.9 | -9 | -9.2 | -9.4 | -9.6 | ... | -12.2 | -12.4 | -12.7 |
| 총 고정 운영 및 유지보수 비용 및 보증금(백만 달러) | - | -0.5 | -0.5 | -1.4 | -1.4 | -1.4 | ... | -1.6 | -1.6 | -1.6 |
| 총 운영 비용(백만 달러) | - | -9.4 | -9.6 | -10.6 | -10.8 | -10.9 | ... | -13.8 | -14.1 | -14.3 |
| EBITDA (백만 달러) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| 잔여 부채(백만 달러) | - | 23.3 | 22.8 | 22.2 | 21.6 | 21 | ... | 6.1 | 4.2 | 2.2 |
| 부채 – 이자 비용(백만 달러) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| 부채 – 원금 상환액(백만 달러) | - | -0.5 | -0.5 | -0.6 | -0.6 | -0.7 | ... | -1.9 | -2 | -2.2 |
| 정규화된 부채 비용(백만 달러) | - | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | ... | -2.4 | -2.4 | -2.4 |
| EBITDA (백만 달러) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| 감가상각비 (5년, 잔존가치 20%) (백만 달러) | - | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| 이자 비용(백만 달러) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| 세전 소득(백만 달러) | - | -1.8 | -1.9 | -2.9 | -3 | -3.2 | ... | 13.8 | 13.7 | 13.6 |
| 세금(백만 달러) | - | 0.4 | 0.4 | 0.6 | 0.7 | 0.7 | ... | -2.9 | -2.9 | -2.9 |
| 연방세액공제(ITC) (백만 달러) | 34.95 | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| 자본 지출(백만 달러) | -93.2 | -23.3 | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| 현금 흐름(백만 달러) | -93.2 | 51.7 | 16.6 | 15.8 | 15.6 | 15.4 | ... | 9 | 8.8 | 8.5 |
| IRR | 22% | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
라자드(Lazard)에 따르면, 미국에서 4시간 에너지 저장 시스템의 초기 자본 비용은 kWh당 190달러에서 392.5달러 사이이며, 평균값은 kWh당 291.25달러(약 2위안/Wh)로 가정했습니다. 이 비용에는 직류(DC) 부품 221달러/kWh, 교류(AC) 부품 45달러/kW, 설치 및 기타 관련 비용 59달러/kWh가 포함됩니다. 연 이자율 8%에 부채 비율 20%로 계산한 금융 구조를 가정할 경우, 캘리포니아에서 독립형 에너지 저장 시스템은 22%의 내부수익률(IRR)을 달성하며, 이는 메가와트시(MWh)당 174달러(약 1.2위안/kWh)의 균등화비용(LCOS)에 해당합니다.
재생에너지 발전 용량 증가로 피크 시간대와 밸리 시간대의 가격 격차 확대
재생에너지 발전 용량 증가로 인해 일중 피크-밸리 가격 차이가 확대될 수 있습니다. 이른바 "오리 곡선(Duck Curve)"은 하루 동안의 순부하 변동을 보여주는데, 순부하는 실제 부하에서 재생에너지 발전량을 뺀 값으로 정의됩니다. 국제 태양광 발전 네트워크(International Solar PV Network)에 따르면, Synergy는 2018년 이후 재생에너지 발전 용량이 증가하는 지역에서 오리 곡선이 정오 무렵에 뚜렷한 하락세를 보이고 저녁 피크 시간대에 상승하는 추세를 보였다고 밝혔습니다. 이러한 추세는 시장의 공급과 수요에 의해 크게 좌우되는 미국 전력 시장에서 일중 공급 및 수요 변동이 익일 및 당일 피크-밸리 가격 차이를 더욱 증폭시킬 수 있음을 시사합니다.
재생에너지 발전 용량 증가로 장중 최고가와 최저가 간 가격 차이가 확대됨
PG&E의 시간대별 전기 요금제(TOU)는 여름철에 피크 시간대와 최저 시간대 간의 가격 차이가 크게 나타납니다. TOU-C 요금제의 경우, 여름철 피크 시간대와 최저 시간대의 가격 차이는 kWh당 0.09달러(약 0.63위안)입니다. TOU-D 요금제는 이보다 더 큰 kWh당 0.14달러의 가격 차이를 보입니다. 전기차 충전, 배터리 저장 장치, 히트 펌프, 태양광 패널 등 가정용 전기 설비 개선으로 전기 소비량이 많은 고객을 위해 설계된 PG&E E-ELEC 프로그램의 경우, 여름철 피크 시간대와 최저 시간대의 가격 차이는 kWh당 0.22달러에 달합니다.
PG&E 시간대별 전기 요금(TOU)
PG&E는 두 가지 주요 시간대별 요금제(TOU)를 제공합니다. TOU-C는 매일 오후 4시부터 9시까지 피크 시간대를 적용하고, TOU-D는 공휴일이 아닌 평일 오후 5시부터 8시까지 피크 시간대를 적용합니다. TOU-D는 피크 시간대가 짧아 언뜻 유리해 보이지만, 전력 사용량이 많은 고객을 위해 특별히 설계되었습니다. TOU-C는 평균 또는 낮은 전력 사용량을 가진 가구를 위한 PG&E의 표준 요금제입니다. 또한, E-ELEC는 전기 자동차 충전 등 가정용 전기 설비 업그레이드로 인해 전력 사용량이 많은 고객을 위한 특수 프로그램입니다. 리튬 배터리 저장(온수 및/또는 냉난방용) 히트펌프와 태양광 발전 설비.
노후화되고 취약한 미국 전력망: 에너지 저장 장치가 전력망 안정성을 지원합니다
불충분한 전력망 현대화와 에너지 공급망의 장기적인 준비 기간이 미국 전력망의 신뢰성에 영향을 미치고 있다.
지역 전력망 간 제한적인 연계: 미국의 전력망은 원래 고립된 시스템으로 개발되었다가 이후 상호 이익을 기반으로 연계되었습니다. 그러나 세 개의 주요 연계망은 용량이 작은 몇 개의 직류(DC) 선로로만 연결되어 있어 지역 간 전력 공급과 수요의 균형을 맞추는 데 한계가 있습니다.
노후화된 기반 시설과 에너지 전환의 과제: 재생 에너지로의 전환이 가속화됨에 따라 노후화된 기반 시설은 중요한 문제로 대두되었습니다. CCTV Finance가 인용한 미국 에너지부 통계에 따르면, 송전선로와 변압기의 70%가 25년 이상, 차단기의 60%가 30년 이상 가동되었습니다. 북미전력신뢰성위원회(NERC)는 미국에 추가 송전선로가 필요하며, 이를 건설하는 데 7년에서 15년이 소요될 수 있다고 지적했습니다.
에너지 공급망 지연: 에너지 장비의 납품 기간 연장은 전력망 안정성에 더욱 악영향을 미치고 있습니다. 인민일보가 인용한 미국 에너지규제위원회(NERC)의 2024년 하계 전력 안정성 평가 보고서에 따르면, 2020년 이후 미국에서 변압기, 송전 케이블, 개폐 장치, 태양광 패널의 납품 기간이 크게 증가하여 신규 프로젝트 건설 및 업그레이드는 물론 계절별 전력 공급 대비에도 심각한 차질을 빚고 있습니다.
시장 전망: 풍부한 계획 프로젝트와 간소화된 전력망 연결이 성장 잠재력을 극대화할 전망
미국 에너지 저장 시장 잠재력: 2026년 신규 설치량 97GWh, 지속적인 고성장세
| 미국에 새롭게 추가된 태양광 및 에너지 저장 설비 용량 | |||
| 출간연도 | 신규 추가 태양광 발전 용량(GW) | 신규 에너지 저장 용량 추가(GW) | 신규 에너지 저장 용량 추가(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 |
우드 맥켄지(Wood Mackenzie)에 따르면, 2023년 미국은 32.4GW의 신규 에너지 저장 용량을 추가하여 전년 대비 51% 증가했습니다. 시장에서 평균 저장 지속 시간은 3.2시간이었으며, 상업 및 산업용과 주거용 저장 장치 도입률은 각각 5%와 13%였습니다. 이 수치는 2024년에는 10%와 25%로 증가할 것으로 예상됩니다.
태양광 발전과 에너지 저장 장치를 결합한 시스템의 도입이 꾸준히 증가하고, 독립형 에너지 저장 장치의 높은 성장률이 지속될 것으로 가정할 때, 2024년과 2025년 신규 에너지 저장 장치 설치량은 각각 14.9GW와 22.0GW에 달할 것으로 예상되며, 이는 전년 대비 각각 66%와 48%의 성장률을 나타냅니다.
FERC의 새로운 연계 규정으로 미국 에너지 저장망 병목 현상 완화 예상
| 미국 에너지 저장망 연결 현황 | |||||
| 2024 개월 | 예상 계통 연계 용량(MW) | 실제 계통 연계 용량(MW) | 신규 증설 용량(MW) | 월별 전력망 연결 요금 | 누적 계통 연계율 |
| 일월 | 1044 | 155 | 889 | 14.83% | 14.83% |
| ２월 | 1535 | 36 | 2388 | 2.34% | 7.39% |
| ３월 | 1759 | 1045 | 3102 | 59.43% | 28.49% |
| ４월 | 829 | 685 | 3245 | 82.69% | 37.19% |
| ５월 | 655 | 1073 | 2827 | 163.84% | 51.43% |
| ６월 | 2526 | 1250 | 4103 | 49.48% | 50.84% |
| 7월 | 412 | 753 | 3762 | 182.84% | 57.05% |
| XNUMX 월 | 260 | 961 | 3061 | 369.54% | 66.06% |
| XNUMX 월 | 614 | - | - | - | - |
| XNUMX 월 | 162 | - | - | - | - |
| XNUMX 월 | 210 | - | - | - | - |
| １２월 | 4299 | - | - | - | - |
미국 에너지정보청(EIA)에 따르면, 2024년 1월부터 8월까지 미국은 총 5.96GW의 에너지 저장 설비를 전력망에 연결하여 연간 목표치의 66.06%를 달성했으며, 이는 전년 동기 대비 4.03%포인트 증가한 수치입니다. 전력망 연결 효율을 저해하는 주요 요인으로는 연결 대기 중인 저장 설비 프로젝트의 증가와 긴 승인 절차가 있습니다.
검토 기간이 길어지면서 많은 스토리지 프로젝트가 대기 상태에 놓였습니다. 미국에서는 2000년부터 2007년까지 상호 연결 신청서 제출부터 상업 운전 개시까지 걸리는 시간이 2년 미만이었지만, 2018년부터 2023년까지는 4년 이상으로 늘어났습니다.
FERC의 새로운 연계 규정으로 미국 에너지 저장망 병목 현상 완화 예상
| 2023년 vs 2024년 실제 vs. 예상 전력망 연결률 | ||
| 달 | 2023년 누적 전력망 연결률 | 2024년 누적 전력망 연결률 |
| 1 | ~ 9.5의 % | ~ 15.0의 % |
| 2 | ~ 9.5의 % | ~ 7.5의 % |
| 3 | ~ 21.0의 % | ~ 28.5의 % |
| 4 | ~ 26.0의 % | ~ 37.0의 % |
| 5 | ~ 24.0의 % | ~ 51.5의 % |
| 6 | ~ 34.0의 % | ~ 51.0의 % |
| 7 | ~ 60.0의 % | ~ 57.0의 % |
| 8 | ~ 62.0의 % | ~ 66.0의 % |
| 9 | ~ 64.0의 % | ~- |
| 10 | ~ 60.0의 % | ~- |
| 11 | ~ 60.0의 % | ~- |
| 12 | ~ 65.0의 % | ~- |
2023년 7월 28일, FERC(연방 에너지 규제 위원회)는 전력망 연결 절차를 간소화하기 위한 새로운 연계 규정을 발표했습니다. 주요 조치로는 타당성 조사 및 시스템 영향 평가를 150일 이내에 완료하도록 단축하고, 개별 프로젝트 연구에서 일괄 클러스터 연구로 전환하여 대기 시간을 줄이는 것이 포함됩니다. 이 규정은 2023년 11월 6일부터 시행되었습니다. 시행 이후 2024년 1월부터 8월까지의 에너지 저장 장치 연계 건수는 예상치 대비 실제 수치가 2023년보다 약간 높았지만, 완료율은 여전히 개선될 여지가 있습니다.
2024년 5월, 연방 에너지 규제 위원회(FERC)는 향후 20년간 미국 내 지역 간 송전망의 장기 계획 및 투자에 관한 명령 1920호를 발표했습니다. 이 명령에 따라 송전 사업자는 5년마다 계획을 갱신해야 하며(이전에는 거의 이루어지지 않았음), 경제적 타당성, 신뢰성 및 극한 기상 조건의 영향을 고려해야 합니다. 또한 FERC는 전력망 개선 및 운영에 대한 새로운 비용 분담 규칙을 도입했는데, 이는 에너지 저장 수요 증가와 연계 효율성 향상을 지원할 것으로 기대됩니다.
