美国电力低压储能

美国储能如何参与电力市场?自2007年起，美国开始初步尝试将储能纳入市场主体，FERC出台的 890法案及755法案为储能提供调频服务提供了制度保障，解决了储能系统参与电网自动发电控制（AGC）调频获得合理赔偿的问题； 2013年FERC 出台784号、792号法案，提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务以及电储能提供辅助服务的结算机制，并对储能并网程序进行了规范 [8]。 2018 年 FERC 发布 841 号法案，再次指出了储能参与电力市场的阻碍及关键问题，要求各电力市场运营机构研究制定储能参与电力市场的相关规则，允许储能参与到批发竞争（电能市场、辅助服务和容量市场）中来，将储能的装机准入门槛从 1MW 降低至 0.1MW，增加市场主体数量，实现更大范围内更优的资源配置。. 美国如何降低储能设备的成本?这是美国有史以来针对储能最为积极的行动， 可有效将储能设备的成本降低约30%。 此外美国正在逐步加强电池的本地化制造，并鼓励相关供应链向本国及盟国转移，包括IRA中也有相关条款是专门解决这些问题的。 长远来看，IRA法案的直接作用结合美国国内供应链的逐步强大，储能的发展前景不可小觑。 2.2.3 成本加速折旧引发储能投资热情 为使投资人加快回收投资成本，美国税务局推出了《成本加速折旧法》（MACRS），即固定资产折旧额按照设备年限逐步递减。 在固定资产使用前期提取折旧较多，后期提取较少，使固定资产价值在使用年限内尽早得到补偿。 这种计提折旧的方法是国家先让利给企业，加速回收投资，增强还贷能力。. 美国储能建设的主要发力点是什么?关注工业独立储能配套需求。 由于美国户用电成本较高且电能质量较差，美国表后市场中户用储能超越工商业储能成为美国储能建设的主要发力点。 与美国相反，由于中国目前户用电价较低且电网覆盖区域广，户用市场还不具备大规模发展的经济性。. 美国新能源的消纳压力来自于什么?美国新能源的消纳压力并非来自于政府考核，而是存量及新建电站的 利用率及PPA电价签署情况，进而影响项目经济性，故新能源电站尤其是出力更为 集中的光伏电站为降低电价下滑风险，配储意愿明显提升。 新能源PPA电价受多种因素影响，包括：（1）合约签署时间，早期组件价格较 高时期受成本影响签署PPA价格较高。. 美国储能主要市场有哪些?表前储能占据美国储能主要市场，新能源装机规模快速提升下储能发展成长性 确定。 美国储能市场主要划分为表前市场与表后市场，其中表前市场即对应大型储 能（公用事业储能），包括新能源配储与独立储能两种形态，表后市场主要包括工 商业储能（Commerical Community and Industry，简称CCI）与户储。. 美国电力系统如何限制新能源发展速度?我们认为，美国电力系统对于新能源承载能力有限， 现有输电网架及输变电设备难以满足更大规模的新能源并网，进而限制新能源发展 速度，亦在很大程度上制约储能装机。 美国电网投资增速近年来有所放缓，电网升级已落后于新能源发展。 根据美国 能源部统计，超过2/3的家庭由投资者所有的公用事业公司（Investor-Owned Utilities） 供电，2004-2022年IOUs在输配电领域资本开支复合增速达8.76%，但近五年来增 速有所下滑。 根据EEI数据，美国公用事业公司近几年为增强电力传输与分配的稳定 性的投资约300亿美元，规模仅为中国一半，考虑到美国电网基础设施老旧化程度 较高，电网升级已落后于新能源发展。 加速因素一：美国电网新一轮升级改造启动，有望缓解新能源并网容量限制。