Pemacu Pasaran Utama: IRR Tinggi Didorong oleh Pemotongan Kadar, Volatiliti Grid dan Insentif
California dan Texas Menerajui Ledakan Penyimpanan Tenaga AS, Menampung ~70% Pemasangan Baharu
| Pertumbuhan Kapasiti Penyimpanan Tenaga Tambahan Baharu AS | |||
| Tahun | Kapasiti Tambahan Baharu (MW) | Kapasiti Tambahan Baharu (MWh) | Pertumbuhan Tahun ke Tahun (yoy) |
| 2020 | ~ 500 | ~ 1,000 | ~ |
| 2021 | ~ 3,500 | ~ 10,000 | ~ 500% |
| 2022 | ~ 4,500 | ~ 11,800 | ~0-50% |
| 2023 | ~ 6,800 | ~ 19,000 | ~ 100% |
| Pengagihan Kapasiti Penyimpanan Tenaga Tambahan Baharu AS 2023 | ||
| rantau | Kapasiti Tambahan Baharu (MW) | Proporsi |
| California | 2951 | 44.91% |
| Texas | 1468.8 | 22.35% |
| Arizona | 841 | 12.80% |
| Kawasan lain | 1310 | 19.94% |
| Jumlah | 6570.8 | 100% |
Pada tahun 2023, AS menambah 6.57 GW / 18.71 GWh kapasiti storan tenaga baharu, mewakili pertumbuhan tahun ke tahun sebanyak 55.6% dalam kuasa pemasangan bateri storan tenagaCalifornia dan Texas muncul sebagai dua negeri utama yang memacu pertumbuhan ini.
- California menambah 2.95 GW, menyumbang 44.9% daripada jumlah pemasangan baharu AS.
- Texas menyumbang 1.47 GW, mewakili 22.4% daripada jumlah keseluruhan.
Secara keseluruhannya, kedua-dua negeri ini menyumbang hampir 70% daripada semua kapasiti storan tenaga baharu yang dipasang di Amerika Syarikat pada tahun 2023.
Projek Penyimpanan Tenaga AS Mencapai IRR Melebihi 20%
| Pecahan Hasil Unit Storan Tenaga AS | |||
| Item Hasil | Storan Kendiri California (USD/MWh) | Penyimpanan Solar Texas (USD/MWh) | Penyimpanan Angin Texas (USD/MWh) |
| Arbitraj | 95 | 93 | 61 |
| Peraturan Frekuensi | 56 | 101 | 42 |
| Rizab Berputar/Bukan Berputar | 8 | 24 | 13 |
| Kecukupan Kapasiti | 64 | - | - |
| Jumlah Hasil Unit | 223 | 218 | 116 |
Hasil untuk projek penyimpanan tenaga terutamanya datang daripada arbitraj, pengawalaturan frekuensi, rizab pemintalan/bukan pemintalan dan kecukupan kapasiti (penetapan harga berasaskan kapasiti domestik).
Menurut Lazard, projek penyimpanan menunjukkan IRR yang tinggi:
- Di California, storan tenaga kendiri mencapai IRR sebanyak 28.9% selepas insentif negeri.
- Di Texas, storan angin-tambah-yang terletak bersama dan projek storan solar-plus- mempunyai IRR masing-masing sebanyak 25.5% dan 21.1%.
Angka-angka ini menonjolkan keuntungan yang kukuh daripada pelaburan penyimpanan tenaga di pasaran utama AS.
Projek Penyimpanan Tenaga AS Mempamerkan IRR Melebihi 20%
| Hasil dan IRR Penyimpanan Tenaga Kendiri California | |
| Penunjuk Utama | nilai |
| Kapasiti Kuasa (MW) | 100 |
| Tempoh (j) | 4 |
| Kapasiti Tenaga (MWj) | 400 |
| Kitaran Harian pada 90% DOD | 1 |
| Hari Operasi Tahunan | 350 |
| Kos Pengecasan ($/kWh) | 0.064 |
| Kos Operasi&Pemulihan Tetap ($/kWh) | 1.3 |
| Kadar Pertumbuhan Kos Operasi&Pemulihan Tetap Tahunan (%) | 2.50% |
| Pertumbuhan Degradasi Kos Pengecasan (%) | 1.87% |
| Kecekapan (%) | 91% |
| Struktur Modal | |
| Nisbah Hutang (%) | 20.00% |
| Kos Hutang (%) | 8.00% |
| Nisbah Ekuiti & Modal Bebas (%) | 80.00% |
| Kos Ekuiti (%) | 12.00% |
| Kadar Cukai Gabungan (%) | 21.00% |
| Jangka Hayat Operasi (Tahun) | 20 |
| Tempoh Susut Nilai (Tahun) | 5 |
| ITC-BESS Persekutuan (%) | 30% |
| Kadar Nilai Sisa (%) | 20% |
| Kos Perolehan Awal ($/kWh) | 291.25 |
| Deposit Keselamatan Tambahan (% daripada Kos Modal) | 0.70% |
| Tahun Permulaan Deposit Keselamatan Tambahan | 3 |
| Jumlah Perbelanjaan Modal ($mm) | 116.5 |
| Unjuran Kewangan 20 Tahun untuk Storan Tenaga Kendiri California | ||||||||||
| metrik | tahun 0 | tahun 1 | tahun 2 | tahun 3 | tahun 4 | tahun 5 | ... | tahun 18 | tahun 19 | tahun 20 |
| Kapasiti Kuasa (MW) | - | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | ... | 100 | 100 | 100 |
| Jumlah Penjanaan ('000 MWh) | - | 126 | 126 | 126 | 126 | 126 | ... | 126 | 126 | 126 |
| Jumlah Hasil ($mm) | - | 28 | 28 | 28 | 28 | 28 | ... | 28 | 28 | 28 |
| Jumlah Kos Pengecasan ($mm) | - | -8.9 | -9 | -9.2 | -9.4 | -9.6 | ... | -12.2 | -12.4 | -12.7 |
| Jumlah Deposit Tetap O&M & Keselamatan ($mm) | - | -0.5 | -0.5 | -1.4 | -1.4 | -1.4 | ... | -1.6 | -1.6 | -1.6 |
| Jumlah Kos Operasi ($mm) | - | -9.4 | -9.6 | -10.6 | -10.8 | -10.9 | ... | -13.8 | -14.1 | -14.3 |
| EBITDA ($mm) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Baki Hutang ($mm) | - | 23.3 | 22.8 | 22.2 | 21.6 | 21 | ... | 6.1 | 4.2 | 2.2 |
| Hutang – Perbelanjaan Faedah ($mm) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Hutang – Pembayaran Balik Prinsipal ($mm) | - | -0.5 | -0.5 | -0.6 | -0.6 | -0.7 | ... | -1.9 | -2 | -2.2 |
| Perbelanjaan Hutang Dinormalisasi ($mm) | - | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | -2.4 | ... | -2.4 | -2.4 | -2.4 |
| EBITDA ($mm) | - | 18.7 | 18.5 | 17.5 | 17.3 | 17.2 | ... | 14.3 | 14 | 13.8 |
| Susut nilai (nilai baki 5 tahun, 20%) ($mm) | - | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | -18.64 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Perbelanjaan Faedah ($mm) | - | -1.9 | -1.8 | -1.8 | -1.7 | -1.7 | ... | -0.5 | -0.3 | -0.2 |
| Pendapatan Sebelum Cukai ($mm) | - | -1.8 | -1.9 | -2.9 | -3 | -3.2 | ... | 13.8 | 13.7 | 13.6 |
| Cukai ($mm) | - | 0.4 | 0.4 | 0.6 | 0.7 | 0.7 | ... | -2.9 | -2.9 | -2.9 |
| Kredit Cukai Persekutuan (ITC) ($mm) | 34.95 | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| Perbelanjaan Modal ($mm) | -93.2 | -23.3 | - | - | - | - | ... | - | - | - |
| Aliran Tunai ($mm) | -93.2 | 51.7 | 16.6 | 15.8 | 15.6 | 15.4 | ... | 9 | 8.8 | 8.5 |
| IRR | 22% | - | - | - | - | - | ... | - | - | - |
Menurut Lazard, kos modal permulaan penyimpanan tenaga 4 jam di AS adalah antara $190 hingga $392.5/kWh, dengan purata yang diandaikan sebanyak $291.25/kWh (~2 RMB/Wh). Ini termasuk $221/kWh untuk komponen DC, $45/kW untuk komponen AC dan $59/kWh untuk pemasangan dan kos berkaitan lain. Di bawah struktur pembiayaan dengan hutang 20% pada kadar faedah tahunan sebanyak 8%, penyimpanan tenaga kendiri di California mencapai IRR sebanyak 22%, sepadan dengan Kos Penyimpanan Bertaraf (LCOS) sebanyak $174/MWh (~1.2 RMB/kWh).
Peningkatan Kapasiti Boleh Diperbaharui Memperluas Sebaran Harga Puncak-ke-Lembah
Peningkatan kapasiti tenaga boleh diperbaharui mungkin meluaskan spread harga puncak ke lembah intraday. Apa yang dipanggil "Keluk Itik" menggambarkan variasi beban bersih sepanjang hari, di mana beban bersih ditakrifkan sebagai beban sebenar ditolak output penjanaan boleh diperbaharui. Menurut Synergy, seperti yang dipetik oleh Rangkaian PV Solar Antarabangsa, sejak 2018, Keluk Itik telah menunjukkan penurunan tengah hari yang ketara dan puncak petang yang lebih tinggi di kawasan dengan kapasiti boleh diperbaharui yang semakin meningkat. Trend ini menunjukkan bahawa dalam pasaran elektrik AS, yang sebahagian besarnya didorong oleh penawaran dan permintaan pasaran, turun naik penawaran dan permintaan intraday boleh menguatkan lagi perbezaan harga puncak ke lembah harian dan intraday.
Peningkatan Kapasiti Boleh Diperbaharui Memperluas Spread Harga Puncak-ke-Lembah Dalam Hari
Kadar elektrik masa penggunaan (TOU) PG&E menunjukkan perbezaan harga puncak ke lembah yang ketara semasa musim panas. Di bawah pelan TOU-C, sebaran puncak ke lembah musim panas ialah $0.09/kWh (~0.63 RMB/kWh). Pelan TOU-D mempamerkan sebaran musim panas yang lebih tinggi iaitu $0.14/kWh. Bagi PG&E E-ELEC, program yang direka untuk pelanggan yang mempunyai penggunaan elektrik yang tinggi disebabkan oleh peningkatan elektrifikasi rumah seperti pengecasan EV, storan bateri, pam haba dan panel solar, perbezaan harga puncak ke lembah musim panas mencecah $0.22/kWh.
Kadar Elektrik Masa Penggunaan (TOU) PG&E
PG&E menawarkan dua pelan masa penggunaan (TOU) utama: TOU-C, yang mengenakan tempoh puncak dari 4:00 PTG hingga 9:00 MLM setiap hari, dan TOU-D, yang mengenakan tempoh puncak dari 5:00 PTG hingga 8:00 MLM pada hari bekerja bukan cuti sahaja. Walaupun TOU-D kelihatan berfaedah pada pandangan pertama kerana waktu puncaknya yang lebih pendek, ia direka khusus untuk pelanggan yang menggunakan elektrik tinggi. TOU-C ialah pelan standard PG&E, yang bertujuan untuk isi rumah yang menggunakan elektrik purata atau rendah. Di samping itu, E-ELEC ialah program khusus untuk pelanggan yang mempunyai penggunaan elektrik yang tinggi hasil daripada peningkatan elektrifikasi rumah, termasuk pengecasan kenderaan elektrik. penyimpanan bateri litium, pam haba (untuk pemanasan air dan/atau kawalan iklim) dan pemasangan PV solar.
Penuaan dan Grid AS yang Rapuh: Penyimpanan Tenaga Menyokong Kestabilan Grid
Pemodenan Grid yang Tidak Mencukupi dan Masa Tumpuan Rantaian Bekalan Tenaga yang Lanjutan Mempengaruhi Kebolehpercayaan Grid AS
Saling Sambung Terhad Antara Grid Serantau: Grid AS pada asalnya dibangunkan sebagai sistem terpencil dan kemudiannya saling berkaitan atas dasar yang saling menguntungkan. Walau bagaimanapun, tiga saling sambung utama dihubungkan oleh hanya beberapa talian DC berkapasiti rendah, mengehadkan keupayaannya untuk mengimbangi penawaran dan permintaan merentasi rantau.
Cabaran daripada Infrastruktur yang Semakin Tua dan Peralihan Tenaga: Dengan peralihan ke arah tenaga boleh diperbaharui, infrastruktur yang semakin tua telah menjadi isu kritikal. Menurut statistik yang dipetik oleh CCTV Finance daripada Jabatan Tenaga AS, 70% talian penghantaran dan transformer telah beroperasi selama lebih 25 tahun, dan 60% pemutus litar telah melebihi 30 tahun perkhidmatan. North American Electric Reliability Corporation (NERC) telah menyatakan bahawa AS memerlukan talian penghantaran tambahan, yang mungkin mengambil masa 7 hingga 15 tahun untuk dibina.
Masa Penghantaran Rantaian Bekalan Tenaga yang Lanjutan: Masa penghantaran yang dilanjutkan untuk peralatan tenaga telah memberi kesan selanjutnya kepada kebolehpercayaan grid. Menurut Penilaian Kebolehpercayaan Musim Panas 2024 yang dikeluarkan oleh NERC (seperti yang dipetik oleh People's Daily), sejak tahun 2020, masa penghantaran untuk transformer, kabel penghantaran, peralatan suis dan panel fotovoltaik di AS telah meningkat dengan ketara, yang menjejaskan pembinaan dan penaiktarafan projek baharu serta persediaan bermusim.
Tinjauan Pasaran: Projek Terancang yang Banyak dan Sambungan Grid yang Dipermudahkan Membuka Potensi Pertumbuhan
Potensi Pasaran Storan Tenaga AS: 97 GWh Pemasangan Baharu pada 2026, Pertumbuhan Tinggi yang Berkekalan
| Kapasiti Penyimpanan PV dan Tenaga Baharu AS | |||
| Tahun | Kapasiti PV (GW) Tambahan Baharu | Kapasiti Penyimpanan Tenaga Tambahan (GW) Baharu | Kapasiti Penyimpanan Tenaga Tambahan (GWh) Baharu |
| 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 |
Menurut Wood Mackenzie, pada tahun 2023, AS telah menambah 32.4 GW kapasiti penyimpanan tenaga baharu, mewakili peningkatan tahun ke tahun sebanyak 51%. Tempoh purata penyimpanan di pasaran adalah 3.2 jam, dengan kadar penggunaan penyimpanan komersial & perindustrian dan kediaman masing-masing pada 5% dan 13%, yang dijangka meningkat kepada 10% dan 25% pada tahun 2024.
Dengan mengandaikan peningkatan yang stabil dalam penggunaan solar-plus-storan dan pertumbuhan tinggi yang berterusan untuk storan tenaga kendiri, kami menganggarkan bahawa pemasangan storan tenaga baharu pada tahun 2024 dan 2025 akan mencapai 14.9 GW dan 22.0 GW, masing-masing mewakili pertumbuhan tahun ke tahun sebanyak 66% dan 48%.
Peraturan Interkoneksi Baharu FERC Dijangka Dapat Mengurangkan Kesesakan Grid Penyimpanan Tenaga AS
| Status Sambungan Grid Penyimpanan Tenaga AS | |||||
| Bulan 2024 | Sambungan Grid yang Diunjurkan (MW) | Sambungan Grid Sebenar (MW) | Kapasiti Tambahan Baharu (MW) | Kadar Sambungan Grid Bulanan | Kadar Sambungan Grid Kumulatif |
| Januari | 1044 | 155 | 889 | 14.83% | 14.83% |
| Februari | 1535 | 36 | 2388 | 2.34% | 7.39% |
| Mac | 1759 | 1045 | 3102 | 59.43% | 28.49% |
| April | 829 | 685 | 3245 | 82.69% | 37.19% |
| Mungkin | 655 | 1073 | 2827 | 163.84% | 51.43% |
| Jun | 2526 | 1250 | 4103 | 49.48% | 50.84% |
| julai | 412 | 753 | 3762 | 182.84% | 57.05% |
| Ogos | 260 | 961 | 3061 | 369.54% | 66.06% |
| September | 614 | - | - | - | - |
| Oktober | 162 | - | - | - | - |
| November | 210 | - | - | - | - |
| Disember | 4299 | - | - | - | - |
Menurut EIA, dari Januari hingga Ogos 2024, AS telah menghubungkan sejumlah 5.96 GW storan tenaga, mencapai 66.06% daripada sasaran tahunan dan mewakili peningkatan tahun ke tahun sebanyak 4.03 mata peratusan. Peningkatan bilangan projek storan dalam barisan interkoneksi dan kitaran kelulusan yang panjang merupakan faktor utama yang mengehadkan kecekapan sambungan grid.
Masa semakan yang dilanjutkan telah mengakibatkan banyak projek penyimpanan beratur. Di AS, masa dari penyerahan permohonan sambungan hingga permulaan operasi komersial adalah kurang daripada 2 tahun antara tahun 2000 dan 2007, tetapi meningkat kepada lebih 4 tahun antara tahun 2018 dan 2023.
Peraturan Interkoneksi Baharu FERC Dijangka Dapat Mengurangkan Kesesakan Grid Penyimpanan Tenaga AS
| Kadar Sambungan Grid Sebenar vs. Unjuran 2023 vs 2024 | ||
| bulan | Kadar Sambungan Grid Kumulatif 2023 | Kadar Sambungan Grid Kumulatif 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% | ~- |
Pada 28 Julai 2023, FERC telah mengeluarkan peraturan interkoneksi baharu yang bertujuan untuk memudahkan proses sambungan grid. Langkah-langkah utama termasuk memampatkan kajian kebolehlaksanaan dan impak sistem yang perlu disiapkan dalam tempoh 150 hari dan beralih daripada kajian projek individu kepada kajian kluster kelompok, sekali gus mengurangkan masa giliran. Peraturan ini berkuat kuasa pada 6 November 2023. Sejak pelaksanaannya, jumlah interkoneksi storan tenaga sebenar berbanding ramalan untuk Januari–Ogos 2024 adalah sedikit lebih tinggi berbanding pada tahun 2023, walaupun masih terdapat ruang untuk penambahbaikan dalam kadar penyiapan.
Pada Mei 2024, FERC telah mengeluarkan Perintah 1920, yang meliputi perancangan jangka panjang dan pelaburan rangkaian penghantaran merentas wilayah di AS dalam tempoh 20 tahun akan datang. Perintah tersebut mewajibkan pengendali penghantaran untuk mengemas kini rancangan mereka setiap lima tahun (sebelum ini jarang dilakukan) dan mempertimbangkan kebolehlaksanaan ekonomi, kebolehpercayaan dan kesan cuaca ekstrem. FERC juga memperkenalkan peraturan peruntukan kos baharu untuk penaiktarafan dan operasi grid, yang dijangka dapat menyokong permintaan penyimpanan tenaga dan kecekapan interkoneksi.
