2030年预计美国部署的储能系统容量或将达400GWh

根据彭博新能源财经公司日前发布的一份研究报告，2023年全球新增储能系统装机容量创下新纪录，美国部署的储能系统装机容量增加了一倍多。该报告将这一增长归功于美国政府制定的储能部署目标和提供的激励措施，以及将可再生能源发电时间转移到峰值需求期间。除了提高电网可靠性之外，利用储能系统来满足峰值需求还可以帮助公用事业公司免受电力批发市场电价波动的影响。

2022年美国电力市场批发电价波动较大，这可能是2023年部署的储能系统装机容量激增的原因之一。美国能源情报署(EIA)表示，极端天气事件和化石燃料成本的增加推动了2022年美国各个市场的批发电价上涨，即使电力价格在2023年回落，也可能面临短期飙升的压力。最严重的例子发生在德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)服务区域，夏季的持续高温推动了创纪录的电力需求，峰值电力价格超过了4000美元/MWh。

从批发市场购买电力的配电公司通常通过对冲交易来保护自己免受电力价格短期飙升的影响——他们根据预测的电力需求，提前签订固定电价合同。但随着极端天气事件日益严重，分布式能源(DER)发电量的增长以及电动汽车(EV)充电的不可预测性，电力需求变得越来越难以预测。公用事业公司可以利用储能系统作为降低风险的额外来源，增加储能容量来满足意外的电力需求以及在现货市场上以过高价格购买的额外电力需求。储能系统被称为当今电网解决方案中的“瑞士军刀”，越来越多的公用事业公司正在与储能开发商合作，以消除融资、设计、拥有和运营储能系统或太阳能+储能系统的麻烦。

在电价波动期间，对冲交易实施不当的公用事业公司可能会损失数百万美元。零售商和投资者拥有的公用事业公司(IOU)的亏损有他们自己原因——监管机构不想把更高的电力成本转嫁给纳税人。但是，投资和部署储能系统可以帮助解决的不仅仅是短期成本波动问题。

部署储能系统可以减少对化石燃料峰值电厂的需求。这些发电厂大多是天然发电厂，其启动和运行成本都很高昂。但美国储能系统装机容量(电池储能系统)预计将在2024年翻一番，达到30GW，并在2030年底继续快速增长，届时部署的储能系统的储能容量预计将高达400GWh。

这样的储能部署规模将不可避免地有助于减少用户对峰值电厂的需求，并有助于将批发电价与天然气和其他化石燃料价格的影响脱钩。但在发电结构转变之前，电价将与控制天然气市场的地缘政治和能源供应挂钩。天然气价格的变化对电价有着巨大的影响，因为在大多数地区市场，天然气价格往往决定了大部分时间的电价。

最终，配电网的储能系统也可以帮助缓解输电和并网项目的一些压力。

与市场压力脱钩

尽管发电结构发生了变化，但稳步增长的电力需求可能会对批发电价施加持续上涨的压力。美国许多地区转向电供暖、电动汽车充电、制造业回流以及耗电量巨大的数据中心是几个主要的变化因素，美国各地的电网规划者预计，到2028年，美国的峰值电力需求将增加38GW。

想要进一步摆脱批发电价上涨影响的配电商正在将储能系统与太阳能发电设施结合起来。太阳能+储能项目的经济性因商业和工业(C&I)电力客户的用户侧应用而闻名。需求费用通常负责为这些项目提供良好的投资回报率(ROI)。

公用事业公司面临类似的需求收费，在批发市场上面临更高的峰值定价。此外，在《通货膨胀减少法案》(IRA)通过之后，公用事业公司采购太阳能+储能系统现在可以获得美国政府提供的税收抵免激励。

然而，对储能系统的投资并非没有风险，需要专业知识和尽职调查。电池储能系统理想的配置对于提高投资回报率非常重要，并且必须着眼于电力市场和电网来管理系统。拥有正确的操作平台是提高储能系统的盈利能力和性能的关键。

没有专业知识或资源来资助、设计、拥有和运营储能系统或太阳能+储能项目的公用事业公司可以与供应商合作，他们可以在各方面都提供帮助。