寰视 | 美国清洁能源并网危与机

2022 年 8 月，美国总统拜登签署通过《通胀削减法案》（ IRA ）。根据法案的内容，其将为电动汽车、清洁能源及发电设施的生产和投资等领域提供高达 3690 亿美元的补贴，并有多达 9 项税收优惠是以相关产业在美国本土或北美地区生产和销售作为前提条件。

IRA 中关于气候变化倡议的激励措施是美国历史上最大规模的气候投资。这些补贴中将有 1000 亿美元用于电动汽车， 650 亿美元用于清洁能源制造， 500 亿美元用于提高能源效率。如此高昂的资金支持势必极大刺激美国清洁能源领域的产业发展，但根据近期美国能源部门、专业机构等发布的研究结果来看，美国的清洁能源发展存在并网“排队”、产能无法及时消耗等问题。

清洁能源装机增速放缓

据《国会山报》 6 月 22 日报道，美国财政部副部长 Wally Adeyemo 在卡内基国际和平基金会上表示，自 IRA 生效以来，美国已经宣布了近 200 个新的清洁能源项目，总额达 830 亿美元。

但根据美国清洁能源协会（ ACP ）发布的 2023 年一季度《清洁电力季度市场报告》显示， 2023 年一季度，美国新增清洁能源装机容量为 4079 兆瓦。这是自 2020 年以来最低的一季度数据，同比下降 36% 。与 2022 年第一季度相比，风电、光伏、储能的装机增速均出现了显著下降，风电下降 50% ，电池储能下降 32% ，太阳能下降 23% 。目前在 27 个州有 95 个清洁能源在建项目，佛罗里达州、得克萨斯州新增装机量分列第一、二位。除这二者外，其他州的第一季度新增装机容量均未能超过 500 兆瓦。

报告指出，第一季度清洁能源装机同比下降近四成，部分原因是第一季度有大量项目出现延误，有超过 12 吉瓦的项目报告延期。其中，超过 6.4 吉瓦的项目存在再次延期的情况。相比之下， 2022 年同期只有 6.9 吉瓦的项目延迟。此外，最初预计第一季度上线的 7.3 吉瓦项目也出现延迟。第一季度项目平均延迟了 6 个月。

而在 2021 年底，有 10.6 吉瓦的项目存在延期，其中只有 58% 的项目开始运营。 2022 年全年延迟项目总容量为 65.6 吉瓦，其中 19% 已经投产。截至今年一季度，延迟项目的总容量超过了 63.3 吉瓦，其中太阳能项目占比达到 67% 。

目前，美国正在运行的清洁能源装机容量累计接近 232 吉瓦。根据劳伦斯伯克利国家实验室的一份报告， 2022 年美国等待入网的能源项目总容量同比增长 40% ，有超过 1350 吉瓦的发电装机和 680 吉瓦的储能等待批准上网。

美国 ICF 咨询公司预计，到 2030 年， IRA 的激励措施可能会使太阳能和风能的平准化度电成本（ LCOE ）分别降低 35% 和 49% 。绿氢产能可能会激增；到 2030 年，政策措施的综合影响可能会使氢能的 LCOE 降低 67% ，这会进一步激发项目建设的增量。随着项目数量的增加，“排队”等待时间也在增加。报告称， 2022 年电站项目入网的获准时间需要 5 年，而 2015 年为 3 年， 2008 年则不到 2 年。 “如果不大幅加快推进输电网扩张，我们就不能看到 IRA 承诺的未来。” WATT 联盟（ The Working for Advanced Transmission Technologies ）执行董事 Julia Selker 说。

老旧输配电网“拖后腿”

目前，美国的绝大多数电网主要是依煤电和气电而建。利用巨大的风能和太阳能为民生、生产、交通等领域提供廉价、清洁的电能，同时应对全球变暖等气候变化，是美国能源转型的大方向。但是美国很多太阳能、风能充沛的地区并没有足够的电网基础设施支撑电力的外送。根据相关机构测算，要想实现拜登政府提出的到 2035 年实现 100% 清洁能源发电的目标，美国的输电能力需要在十多年的时间里增强一倍以上。

与高速公路等公用设施不同，美国并没有某个单一的大型实体机构负责组织电网的整体规划建设。美国现有的电力系统由数千家独立的公用事业公司在百余年的时间里发展形成，这些公司建立的电网往往仅能辐射周边区域，规模较小，且还需依托当地的大型煤电、核电或气电厂。而边远地区输出风能和太阳能的长距离输电线路，往往需要得到多个地方政府的批准，这些地方政府在线路实施的必要性、成本分配等问题上通常存在分歧。

近几十年来，美国几乎没有修建任何联接不同区域电网的主要高压输电线路。虽然公用事业公司和电网运营商现在每年用于输电的支出约为 250 亿美元，但其中大部分都是用于本地电网升级。美国能源部最近的一份分析指出，“电力系统迫切需要额外的电力传输能力——尤其是在不同地区之间。”普林斯顿大学的 REPEAT 项目研究发现，如果美国不能以更快的速度建设新的输电系统， IRA 预期远景中约 80% 的减排目标可能无法实现。输电能力的缺乏导致数千个拟议中的风能和太阳能项目将面临数年的拖延，并网成本也将不断上升。

长途输电线路的缺乏还会影响电力可靠性。随着电力需求的增加和极端天气事件的愈演愈烈，许多电力运营商难以维持稳定的供电，增强不同地区间的电网联通强度和电力传输能力可以改善这种现状。有研究指出，如果得克萨斯州孤立的电网与东南部电网联通，那么在 2021 年致命的冬季风暴期间，该州可能会遭受更少的停电。

美国政府目前正在采取措施缓解这些问题。美国联邦能源管理委员会 (Federal Energy Regulatory Commission) 已经探索鼓励电网运营商制定更多的长期规划，以及加强区域联网的举措，同时该委员会将获得更多跨州跨区输电线路的批准权限。

公用事业公司的选择

美国 ICF 咨询公司近期发布了一份针对公用事业公司应对 IRA 影响的建议报告。报告指出， IRA 的电气化激励措施将推动一波新的电力需求，消费者会抓住补贴机会购买电动汽车、热泵和其他节能、气候友好型的产品，用能需求的扩大可能会增加公用事业公司的收入，但若对此毫无预案，公用事业公司将陷入被动的局面，比如能否保障电力的可靠性。

美国的公用事业公司是电力系统中重要而基础的一环，直接负责电力基础设施的建造、运营和维护。 2021 年 11 月，美国颁布了两党基础设施法（ BIL ），该法案承诺为电网现代化和其他方面提供 650 亿美元资金，公用事业公司可以利用 BIL 资金使电网更加可靠、弹性、灵活和安全。此外， ICF 强调了公用事业公司做好未来规划的重要性。

一是做好综合资源规划。 IRA 发布之后，发电经济性和需求方资源已经发生了重大变化，要充分了解并及时掌握用户侧的需求变化。二是做好分配系统规划。更多的分布式能源和负荷需要被纳入公司的 5 年和 10 年分配系统规划中，要做好预案，预判电网运营中的风险点。有条件的公司应该考虑使用来自高级量测体系（ AMI ）和其他来源的数据综合进行动态分配规划，以确保获得准确的实时托管容量。三是进行需求侧管理潜力研究。当 IRA 资金流向消费者时，能源效率和其他需求侧管理项目的技术和可实现潜力将出现很大变化，因此公用事业公司要充分挖掘灵活负荷管理的潜力。

在技术层面，公用事业公司可以通过综合资源规划（ IRP ）分析确定支持电力系统可靠性和弹性、电网可见性和透明度的技术，并提高相关研究和投资的优先性。在和能源监管机构合作方面，公用事业公司应加强与监管机构的沟通。公用事业公司和监管机构应该就如何使纳税人的 IRA 利益最大化、以经济有效的方式应对电网挑战达成共识。鉴于各州的能源部门将主要管理 IRA 项目的资金分配，对 IRA 所支持的电气化、能源效率和分布式能源项目有想法的公用事业公司，应该尽早与能源部门沟通相关事宜。

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