รายงานข่าวพลังงานสหรัฐฯ (USA Weekly) ประจำสัปดาห์ 20-Jun-2026 ถึง 26-Jun-2026

ประเด็นข่าวที่ 1 : Tesla, Sunrun และ Renew Home ประกาศกรอบความร่วมมือ VPP ขนาด 16.8 GW มุ่งเป้าตลาด PJM และกลุ่ม Hyperscaler

รายละเอียด:

• Sunrun, Tesla และ Renew Home ได้ประกาศความร่วมมือในการรวบรวมทรัพยากรพลังงานแบบกระจายศูนย์ (DERs) เพื่อสร้างโรงไฟฟ้าเสมือน (Virtual Power Plant – VPP) ขนาดใหญ่ที่สุดในสหรัฐฯ ด้วยกำลังการผลิตที่ยืดหยุ่น (flexible capacity) รวมกว่า 16.8 GW
• โครงการนี้จะรวบรวมระบบแบตเตอรี่ในบ้าน (home battery systems) ที่ดำเนินการโดย Sunrun และ Tesla หลายแสนเครื่อง เข้ากับอุปกรณ์ควบคุมอุณหภูมิอัจฉริยะ (smart thermostats) และอุปกรณ์อื่นๆ กว่า 8 ล้านชิ้นที่จัดการโดย Renew Home
• กลุ่มเป้าหมายหลักของกำลังการผลิตนี้คือกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่อย่าง Hyperscaler (เช่น Data Centers) และบริษัทสาธารณูปโภค (Utilities) โดยเฉพาะในพื้นที่ของ PJM ซึ่งเป็นตลาดไฟฟ้าที่ใหญ่ที่สุดในสหรัฐฯ และกำลังเผชิญกับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว โดยในรัฐเวอร์จิเนีย ซึ่งเป็นที่ตั้งของ ‘Data Center Alley’ มีกำลังการผลิตพร้อมใช้งานทันทีกว่า 300 MW

ผลกระทบ:

– การรวมตัวของ 3 ผู้เล่นรายใหญ่ในตลาดพลังงานสำหรับที่อยู่อาศัยนี้ ถือเป็นจุดเปลี่ยนสำคัญในการนำเสนอ DERs ในฐานะทรัพยากรหลักของระบบไฟฟ้า (grid resource) ที่สามารถแข่งขันกับโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิมได้โดยตรง โดยเฉพาะอย่างยิ่งเพื่อตอบสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นอย่างมหาศาลและรวดเร็วจากศูนย์ข้อมูล AI ซึ่งการสร้างโรงไฟฟ้าใหม่หรือสายส่งไม่สามารถทำได้ทันท่วงที
– รูปแบบธุรกิจใหม่นี้เป็นการสร้าง ‘กำลังการผลิตในฐานะบริการ’ (Capacity-as-a-Service) ที่ขายให้กับผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่โดยตรง ซึ่งเป็นโมเดลที่ท้าทายโครงสร้างธุรกิจแบบเดิมของ Utility และเปิดโอกาสให้เกิดกลไกตลาดใหม่ๆ ที่ไม่ได้พึ่งพิงแค่ตลาดไฟฟ้ากลางเพียงอย่างเดียว นอกจากนี้ ยังเป็นการแก้ปัญหาคอขวดของกระบวนการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (interconnection queue) ที่ยาวนาน โดยใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วในภาคที่อยู่อาศัย

ที่มา: Energy Storage News, 25 มิถุนายน 2569

ประเด็นข่าวที่ 2 : NERC เตือนกำลังผลิตสำรองพร้อมจ่ายลดลง จากอัตราการขัดข้องของโรงไฟฟ้าถ่านหินและก๊าซฯ ที่สูงขึ้น

รายละเอียด:

• North American Electric Reliability Corp. (NERC) เปิดเผยรายงาน State of Reliability ปี 2569 ซึ่งระบุว่าความพร้อมจ่าย (availability) ของโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (conventional generation) ลดลงอย่างมีนัยสำคัญในปี 2568 โดยมีสาเหตุหลักมาจากประสิทธิภาพที่ตกต่ำของโรงไฟฟ้าถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
• พลังงานที่ไม่พร้อมจ่าย (unavailable energy) จากโรงไฟฟ้าถ่านหินเพิ่มขึ้น 39.8 TWh และจากโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ (combined-cycle) เพิ่มขึ้น 19.1 TWh เมื่อเทียบกับปีก่อนหน้า ส่งผลให้อัตราการขัดข้องโดยไม่ได้วางแผน (weighted equivalent forced outage rates) เพิ่มขึ้นสู่ระดับ 9.2% ซึ่งสูงกว่าค่าเฉลี่ยในอดีตที่มักไม่เกิน 8%
• NERC ชี้ว่าโรงไฟฟ้าถ่านหินส่วนใหญ่มีอายุมากกว่า 40 ปี และไม่ได้ถูกออกแบบมาเพื่อการเดินเครื่อง-หยุดเครื่องบ่อยครั้ง (cycling) ซึ่งกลายเป็นความจำเป็นในปัจจุบันเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียนที่ผันผวน ทำให้เพิ่มความเสี่ยงต่อการขัดข้อง

ผลกระทบ:

– การลดลงของกำลังผลิตสำรองพร้อมจ่าย (deployable reserves) จากโรงไฟฟ้าหลัก ถือเป็นความเสี่ยงโดยตรงต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าสหรัฐฯ โดยเฉพาะในช่วงที่ความต้องการไฟฟ้าพุ่งสูงขึ้นจากสภาพอากาศสุดขั้ว หรือการเติบโตของโหลดขนาดใหญ่อย่างศูนย์ข้อมูล NERC เตือนว่าสถานการณ์นี้อาจนำไปสู่สภาวะการเดินเครื่องที่ตึงตัวและเพิ่มความเสี่ยงต่อการเกิดเหตุการณ์ไฟฟ้าดับเป็นวงกว้าง
– แนวโน้มนี้เป็นการส่งสัญญาณที่ชัดเจนว่า ระบบไฟฟ้าไม่สามารถพึ่งพิงโรงไฟฟ้าฟอสซิลที่เสื่อมสภาพเพื่อความมั่นคงในระยะยาวได้อีกต่อไป และเป็นการเน้นย้ำถึงความจำเป็นเร่งด่วนในการลงทุนในทรัพยากรที่ยืดหยุ่นและตอบสนองได้เร็ว เช่น ระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) พลังงานหมุนเวียน และการจัดการฝั่งอุปสงค์ (Demand Response) เพื่อทำหน้าที่เป็นกำลังผลิตสำรองและให้บริการเสริมความมั่นคงแก่ระบบไฟฟ้า (ancillary services)

ที่มา: Utility Dive, 25 มิถุนายน 2569

ประเด็นข่าวที่ 3 : FERC สั่งผู้ดำเนินการระบบโครงข่าย 6 รายทบทวนและแก้ไขระเบียบการเชื่อมต่อสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่

รายละเอียด:

• คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานแห่งชาติ (FERC) ได้ออกคำสั่ง ‘show-cause’ ภายใต้มาตรา 206 ของ Federal Power Act สั่งการให้ผู้ดำเนินการระบบโครงข่ายอิสระ (RTOs/ISOs) ทั้ง 6 รายในสหรัฐฯ (PJM, MISO, SPP, CAISO, ISO-NE, NYISO) ชี้แจงเหตุผลหรือเสนอการแก้ไขระเบียบ (tariff) ที่เกี่ยวข้องกับการเชื่อมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ (large loads) เข้ากับระบบส่งไฟฟ้า
• คำสั่งดังกล่าวเกิดจากความกังวลว่าระเบียบที่มีอยู่ไม่เพียงพอที่จะรองรับการเติบโตอย่างก้าวกระโดดของศูนย์ข้อมูล AI และโรงงานอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ ซึ่งอาจสร้างภาระต้นทุนที่ไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และขาดความโปร่งใสในการจัดสรรต้นทุนการอัพเกรดระบบโครงข่าย
• FERC ระบุประเด็นที่ต้องทบทวน 5 ด้านหลัก ได้แก่ 1) กระบวนการศึกษาการเชื่อมต่อที่ไม่มีประสิทธิภาพ 2) การป้องกันการผลักภาระต้นทุนและความโปร่งใส 3) การจัดการโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ร่วมกัน (co-location) 4) การสร้างบริการเสริมสำหรับโหลดที่ยืดหยุ่น และ 5) กระบวนการศึกษาสำหรับโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟให้โหลดขนาดใหญ่ในบริเวณใกล้เคียง

ผลกระทบ:

– คำสั่งของ FERC ถือเป็นจุดเริ่มต้นของการปฏิรูปกฎเกณฑ์การวางแผนระบบไฟฟ้าครั้งสำคัญ เพื่อรับมือกับยุค ‘Great Load Growth’ ที่ขับเคลื่อนโดย AI โดยมีเป้าหมายเพื่อสร้างความเป็นธรรมในการจัดสรรต้นทุน (cost allocation) บีบให้ผู้พัฒศูนย์ข้อมูลต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการอัพเกรดระบบที่เกิดขึ้นจากตนเองโดยตรง แทนที่จะผลักภาระไปให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยทั้งหมด
– แนวทางนี้จะผลักดันให้เกิดการพัฒนารูปแบบการเชื่อมต่อที่หลากหลายขึ้น เช่น การสร้างโรงไฟฟ้าพลังงานสะอาดและระบบกักเก็บพลังงานในบริเวณเดียวกับศูนย์ข้อมูล (behind-the-meter generation) และการใช้เทคโนโลยี Grid-Enhancing Technologies (GETs) เพื่อเพิ่มขีดความสามารถของสายส่งที่มีอยู่เดิม ซึ่งจะช่วยลดความจำเป็นในการสร้างสายส่งใหม่ที่มีราคาสูงและใช้เวลานาน

ที่มา: POWER Magazine, Utility Dive, 22 มิถุนายน 2569

ประเด็นข่าวที่ 4 : ERCOT อนุมัติกระบวนการเชื่อมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ชุดแรก ‘Batch Zero’ เพื่อจัดการคิวเชื่อมต่อกว่า 438 GW

รายละเอียด:

• คณะกรรมการสาธารณูปโภคแห่งเท็กซัส (PUCT) ได้อนุมัติกฎเกณฑ์ใหม่ให้แก่ Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) เพื่อเริ่มดำเนินการกระบวนการเชื่อมต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ (ขนาดตั้งแต่ 75 MW ขึ้นไป) ในรูปแบบกลุ่ม หรือ ‘Batch Process’ โดยกลุ่มแรกจะถูกเรียกว่า ‘Batch Zero’
• ปัจจุบัน ERCOT มีคำขอเชื่อมต่อระบบจากผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ในคิว (interconnection queue) สูงถึง 438,000 MW โดยเกือบ 90% เป็นโครงการศูนย์ข้อมูล (Data Centers) ซึ่งกระบวนการใหม่นี้จะเปลี่ยนจากการพิจารณาแบบรายโครงการมาเป็นการศึกษาผลกระทบทั้งกลุ่มพร้อมกัน เพื่อให้การวางแผนขยายระบบส่งไฟฟ้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น
• กระบวนการ Batch Zero จะเริ่มแจ้งผู้สมัครในเดือนสิงหาคม และคาดว่าจะได้แผนการขยายระบบส่งไฟฟ้าฉบับสุดท้ายสำหรับกลุ่มนี้ในฤดูใบไม้ร่วงปี 2570 ซึ่งจะเป็นต้นแบบสำหรับกระบวนการวางแผนที่ครอบคลุมในอนาคต

ผลกระทบ:

– การอนุมัติกระบวนการ Batch Zero เป็นการตอบสนองเชิงรุกของเท็กซัสต่อความท้าทายด้านการเติบโตของโหลด ซึ่งเป็นหนึ่งในตลาด Data Center ที่ใหญ่ที่สุดในโลก การเปลี่ยนมาใช้ระบบกลุ่มจะช่วยให้ ERCOT สามารถวางแผนขยายโครงข่ายได้อย่างเป็นระบบ มองเห็นภาพรวมของผลกระทบสะสม และลดความซ้ำซ้อนในการศึกษาผลกระทบ ซึ่งจะช่วยเร่งกระบวนการเชื่อมต่อให้เร็วขึ้น
– แนวทางนี้ถือเป็นกรณีศึกษาที่สำคัญสำหรับ RTOs อื่นๆ ที่กำลังเผชิญปัญหาเดียวกันตามคำสั่งของ FERC โดยแสดงให้เห็นถึงการปรับตัวของตลาดไฟฟ้าเพื่อรองรับโหลดรูปแบบใหม่ นอกจากนี้ยังสร้างแรงจูงใจให้ผู้พัฒนาศูนย์ข้อมูลพิจารณาแนวทางอื่น เช่น การสร้างแหล่งผลิตไฟฟ้าใช้เอง หรือการยอมให้ ERCOT สามารถลดการใช้ไฟฟ้าของตนได้ (curtailment) เพื่อแลกกับการเชื่อมต่อที่รวดเร็วขึ้น ซึ่งเป็นการสร้างกลไกตลาดใหม่สำหรับความยืดหยุ่นของโหลด

ที่มา: Utility Dive, 22 มิถุนายน 2569

ประเด็นข่าวที่ 5 : กระทรวงพลังงานสหรัฐฯ (DOE) ออกคำสั่งฉุกเฉินยืดอายุโรงไฟฟ้าฟอสซิล แต่เกิดคำถามถึงต้นทุนและประโยชน์ด้านความมั่นคง

รายละเอียด:

• กระทรวงพลังงานสหรัฐฯ (DOE) ได้ใช้คำสั่งฉุกเฉินภายใต้มาตรา 202(c) ของ Federal Power Act เพื่อบังคับให้โรงไฟฟ้าฟอสซิล (ส่วนใหญ่เป็นถ่านหิน) จำนวน 7 แห่ง ชะลอการปลดระวางออกไป โดยให้เหตุผลด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าและความเสี่ยงที่อาจเกิดไฟฟ้าไม่เพียงพอในอนาคต
• อย่างไรก็ตาม รายงานพบว่าโรงไฟฟ้าเหล่านี้ส่วนใหญ่มีการผลิตไฟฟ้าลดลงอย่างมากเมื่อเทียบกับช่วงก่อนได้รับคำสั่ง โดยบางแห่งไม่ได้ผลิตไฟฟ้าเลย หรือผลิตได้ในระดับต่ำมาก (low capacity factor) เนื่องจากสภาพโรงไฟฟ้าที่เก่าและขาดการบำรุงรักษาเพื่อรอการปลดระวาง
• การยืดอายุโรงไฟฟ้าเหล่านี้ก่อให้เกิดต้นทุนที่สูงมาก ซึ่งคาดว่าจะอยู่ที่ประมาณ 550 ล้านดอลลาร์ต่อปี (ตามการประเมินของ Sierra Club) และต้นทุนเหล่านี้จะถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในวงกว้างผ่านกลไกตลาดไฟฟ้า ขณะที่ประโยชน์ด้านความมั่นคงยังคงเป็นที่ถกเถียง เนื่องจากโรงไฟฟ้าบางแห่งไม่พร้อมใช้งานเมื่อเกิดเหตุการณ์คับขัน

ผลกระทบ:

– นโยบายนี้สะท้อนถึงความขัดแย้งระหว่างเป้าหมายการเปลี่ยนผ่านพลังงานกับการรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในระยะสั้น การใช้คำสั่ง 202(c) เป็นเครื่องมือในการชะลอการปลดระวางโรงไฟฟ้าเก่า แสดงให้เห็นถึงความกังวลของฝ่ายบริหารต่อการลดลงของกำลังการผลิตที่ควบคุมได้ (dispatchable generation) ในขณะที่พลังงานหมุนเวียนยังไม่สามารถตอบสนองความต้องการได้ตลอด 24 ชั่วโมง
– ประเด็นนี้สร้างความไม่แน่นอนให้กับทั้งเจ้าของโรงไฟฟ้าและผู้วางแผนระบบไฟฟ้า และอาจชะลอการลงทุนในเทคโนโลยีพลังงานสะอาดและระบบกักเก็บพลังงาน เนื่องจากเป็นการส่งสัญญาณว่าโรงไฟฟ้าเก่าอาจยังคงอยู่ในระบบต่อไป นอกจากนี้ยังเกิดคำถามถึงความคุ้มค่าของการจ่ายเงินจำนวนมากเพื่อรักษาโรงไฟฟ้าที่ไม่มีประสิทธิภาพและปล่อยมลพิษสูงไว้ เทียบกับการนำเงินไปลงทุนในทรัพยากรที่ยืดหยุ่นและสะอาดกว่า

ที่มา: Utility Dive, 25 มิถุนายน 2569

ประเด็นข่าวที่ 6 : เทคโนโลยีแบตเตอรี่โซเดียม-ไอออน คาดว่าจะมีต้นทุนเทียบเท่า LFP ภายใน 2-3 ปีข้างหน้า

รายละเอียด:

• Valentin Rota ประธานเจ้าหน้าที่ฝ่ายพาณิชย์ของ Moonwatt บริษัทสตาร์ทอัพด้านระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ (BESS) คาดการณ์ว่าแบตเตอรี่ชนิดโซเดียม-ไอออน (Sodium-ion หรือ Na-ion) จะมีต้นทุนการผลิต (price cost) เทียบเท่ากับแบตเตอรี่ลิเธียม-ไอรอน-ฟอสเฟต (LFP) ภายใน 2-3 ปีข้างหน้า
• แม้ปัจจุบัน LFP จะยังคงเป็นตัวเลือกหลักสำหรับระบบ BESS ขนาดใหญ่หน้ามิเตอร์ (front-of-the-meter) ที่ต้องการความหนาแน่นพลังงานสูง แต่ Na-ion ถูกมองว่ามีความเหมาะสมอย่างยิ่งสำหรับโครงการไฮบริดโซลาร์ (solar hybridisation)
• ข้อได้เปรียบที่สำคัญของ Na-ion คือมีอายุการใช้งาน (cycle life) ที่ยาวนานกว่า LFP ซึ่งจะส่งผลให้ต้นทุนเฉลี่ยต่อหน่วยพลังงานที่กักเก็บตลอดอายุโครงการ (Levelised Cost of Storage – LCOS) ของ Na-ion ต่ำกว่า LFP อย่างมีนัยสำคัญเมื่อต้นทุนการผลิตเริ่มต้นเท่ากัน

ผลกระทบ:

– การพัฒนาของเทคโนโลยี Na-ion เป็นความก้าวหน้าที่สำคัญในการแก้ปัญหาการพึ่งพาทรัพยากรลิเธียม ซึ่งมีความเสี่ยงด้านภูมิรัฐศาสตร์และราคาที่ผันผวน การมีทางเลือกที่ใช้วัตถุดิบที่หาได้ง่ายกว่าอย่างโซเดียม จะช่วยสร้างความมั่นคงให้กับห่วงโซ่อุปทานของอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ในระยะยาว
– หาก Na-ion สามารถแข่งขันด้านต้นทุนกับ LFP ได้จริง จะเปิดโอกาสให้เกิดการแข่งขันในตลาด BESS มากขึ้น และอาจผลักดันให้ต้นทุนโครงการกักเก็บพลังงานโดยรวมลดต่ำลง ซึ่งจะส่งผลดีต่อการบูรณาการพลังงานหมุนเวียนเข้ากับระบบไฟฟ้า และเร่งการเปลี่ยนผ่านพลังงานไปสู่เป้าหมาย Net Zero ได้เร็วขึ้น โดยเฉพาะในกลุ่มโครงการที่ไม่ต้องการความหนาแน่นพลังงานสูงสุด แต่เน้นอายุการใช้งานที่ยาวนาน

ที่มา: Energy Storage News, 25 มิถุนายน 2569

ประเด็นข่าวที่ 7 : Dominion Energy ในรัฐเวอร์จิเนีย เปิดรับข้อเสนอข้อมูลเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานระยะยาว (LDES)

รายละเอียด:

• Dominion Energy Virginia (DEV) ซึ่งเป็นบริษัทสาธารณูปโภครายใหญ่ในรัฐเวอร์จิเนีย ได้ออกเอกสารขอข้อมูล (Request for Information – RFI) สำหรับเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานระยะยาว (Long-Duration Energy Storage – LDES) ที่มีระยะเวลาการจ่ายไฟตั้งแต่ 10 ชั่วโมงขึ้นไป
• การเปิดรับข้อมูลนี้เป็นส่วนหนึ่งของโครงการนำร่อง (pilot program) ซึ่งคาดว่าจะมีขนาดความจุพลังงานอย่างน้อย 4,000 MWh เพื่อตอบสนองกฎหมายของรัฐเวอร์จิเนียที่กำหนดให้ Dominion ต้องจัดหา LDES ขนาด 3,480 MW ภายในปี 2588
• ความเคลื่อนไหวนี้เกิดขึ้นท่ามกลางความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในพื้นที่ PJM โดยมีสาเหตุหลักมาจากการขยายตัวของศูนย์ข้อมูลจำนวนมากในรัฐเวอร์จิเนีย

ผลกระทบ:

– การดำเนินการของ Dominion สะท้อนให้เห็นว่าตลาดพลังงานสหรัฐฯ ตระหนักดีว่าแบตเตอรี่ลิเธียม-ไอออนแบบระยะสั้น (2-4 ชั่วโมง) อาจไม่เพียงพอที่จะรองรับความท้าทายด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในระยะยาว โดยเฉพาะในระบบที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูงและมีโหลดขนาดใหญ่ที่เดินเครื่องต่อเนื่อง
– การเปิด RFI ครั้งนี้จะเป็นการกระตุ้นให้เกิดการพัฒนาและนำเสนอเทคโนโลยี LDES ที่หลากหลายเข้าสู่ตลาด เช่น แบตเตอรี่ Iron-air, Zinc-hybrid, หรือ Compressed Air Energy Storage (CAES) ซึ่งจะช่วยสร้างการแข่งขันและผลักดันให้เทคโนโลยีเหล่านี้มีความพร้อมในเชิงพาณิชย์มากขึ้น และเป็นก้าวสำคัญในการสร้างระบบไฟฟ้าที่ยืดหยุ่นและสามารถพึ่งพาพลังงานสะอาดได้ตลอด 24 ชั่วโมง

ที่มา: Energy Storage News, 24 มิถุนายน 2569

ข่าวที่น่าสนใจอื่นๆ

• Wood Mackenzie คาดการณ์ว่าการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานในสหรัฐฯ จะเพิ่มขึ้น 4 เท่าภายในปี 2574 แตะระดับ 200 GW/655 GWh โดยมีแรงหนุนจากความต้องการของศูนย์ข้อมูลและการปลดระวางโรงไฟฟ้าเก่า
• กรมศุลกากรสหรัฐฯ (CBP) ตัดสินว่าบริษัท Waaree Energies ของอินเดียหลีกเลี่ยงภาษีต่อต้านการทุ่มตลาดและการอุดหนุน (AD/CVD) สำหรับเซลล์แสงอาทิตย์ที่มาจากเวียดนามและมาเลเซีย และจะเรียกเก็บเงินมัดจำภาษีในอัตราสูง
• ความไม่แน่นอนเกี่ยวกับกฎระเบียบ Foreign Entity of Concern (FEOC) กำลังสร้างอุปสรรคต่อการจัดหาเงินทุนสำหรับโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ในสหรัฐฯ โดยเฉพาะในตลาดประกันสินเชื่อภาษี (tax credit insurance)
• REV Renewables และ LS Power ได้เปิดดำเนินการโครงการแบตเตอรี่ลิเธียม-ไอออนระยะเวลา 8 ชั่วโมงแห่งแรกในแคลิฟอร์เนีย ซึ่งเป็นก้าวสำคัญสำหรับ LDES ในตลาด
• ศาลอุทธรณ์รัฐแอริโซนาสั่งยกเลิกค่าบริการเฉพาะสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ของบริษัท APS เนื่องจากกระบวนการอนุมัติของคณะกรรมการกำกับดูแลไม่เป็นไปตามขั้นตอนและขาดการมีส่วนร่วมของประชาชน