美国表前储能发展影响因素有哪些？

综合影响美国储能发展的各项因素，我认为 美国储能的规模与进程主要受技术性与经济性两个维度影响。

1.技术性：消纳与顶峰共存，高比例、长时配储大势所趋

加州新能源出力较高时段净负荷曲线已接近于0，分时电价波动加剧强化配储意 愿。根据CAISO统计，加州日常电力需求在20GW-35GW之间，年度最大用电需求 在45GW-50GW之间，而2023年加州光伏最大出力16GW、风电最大出力5GW，部 分时段净负荷曲线已接近于零，新能源消纳压力骤增。新能源出力的大幅波动同时 带来现货市场电价的波动，光伏出力较大时段电价持续下探，而傍晚等缺电时段极端情况下电价甚至超800美元/MWh，电价波动加剧，配储诉求增强。

配储形式：表前储能建设主要以独立储能与光伏配储为主。根据新能源发电特 性，风电在全天的出力相较于光伏更加平稳，但偶尔会出现长时间的高出力/低出力 （即间歇性问题），因此更多需要长时储能。美国充足的气电资源能够提供长时调 节能力，故风电对储能依赖度相对较小，因而美国大储的发展形式主要为独立储能 与光伏配储。根据EIA统计，截至2022年末美国在运行大储项目中，独立储能、光 伏配储规模分别达4.28GW、3.24GW，占总装机规模的50.12%、37.85%，此外风 电配储、化石燃料配储分别为0.11GW、0.87GW，占比较小。2023-2024年计划新 增的大储项目中，独立储能、光伏配储规模分别为11.37GW、10.77GW，占新增装 机规模的50.00%、47.38%，储能建设形式更加集中。风电配储、化石燃料配储分 别为0.19GW、0.40GW，占比持续缩小。

配储比例：加州边际消纳能力接近于0的情况下光伏配储比例超50%且仍有提升空间。受自然环境影响，加州新能源出力在全年呈现明显季节特性， 2-6月为新能源出力高峰时段，对应弃风弃光量袁高于其他月份，其中4月达到一年 最高峰，为全年消纳压力最大时段。我们选取较有代表性的2023年4月30日加州各 类型机组出力情况进行分析，可再生能源在当日16：20分出力达到最大的18.8GW， 而风电在全天较为平均约5.5GW，故可估算当日最大光伏出力达13.3GW。而根据 加州能源委员会统计，截至2022年末加州集中式光伏装机规模达17.1GW，光伏最 大出力达77.8%。考虑到加州光伏大发时段消纳空间已接近于0及全年平均出力情况， 故22年末加州在运行集中式光伏装机规模6.2GW，在运行光伏配储规模 达3.2GW，光伏配储比例超50%，而2023-2024年加州集中式光伏计划新增18.6GW， 光伏配储计划新增10.7GW，光伏配储比例达58%，新增光伏配储有望进一步提升。

配储时长：光伏需配置4小时储能，更长时储能需求渐起。根据EIA数据， 2018-2022年美国表前储能平均配储时长为2.28、2.74、1.17、2.98、2.54h，2022 年受部分大型储能项目并网延期影响平均配储时长有所降低，但整体仍高于中国 2.1h的平均配储时长（GGII统计，2022年）。分区域看，光伏装机容量最大的加州 大部分部署的电池储能系统持续放电时间达4小时以上，平均配储时长显著高于其他 地区。2023年3月美国能源部宣布与合作伙伴签署谅解备忘录以加速长时储能的商 业化，并制定了长时储能计划，旨在十年内将电网规模储能系统的成本降低90%， 持续时间提高至10小时以上。未来随着美国新能源渗透率的提升，配储时长有望持 续提升。

2.经济性：商业模式+ITC 补贴保障储能活力

收入端：灵活市场机制保障储能长期收益

考虑到美国储能形式主要在于新能源配储与独立储能，在收益模式上有所差异， 故分别予以差异化分析。

（1）新能源配储：PPA溢价提升整体经济性。PPA电价制度是保障欧美新能源发展的重要基石。在欧美电力市场实践中，新 能源参与市场交易最成熟的方式即为PPA（Power Purchase Agreement）长期购电 协议。广义上来说，PPA可以泛指所有电源类型与用户签订的购电协议，但实践中， PPA一般只表示用户与风电、光伏等新能源发电签订的购电协议。对于新能源企业而言，PPA是在补贴退坡甚至取消的大背景下，锁定部分收入、抵消不确定性、获 取融资的重要手段；对于用户而言，PPA得以降低用电成本、完成绿电指标。 新能源发电企业通过配储，一方面提升新能源消纳率，另一方面通过提升PPA 电价提高项目整体经济性。如前所述，以新能源占比较高的加州为例，每年4-5月风 光自然条件较好时期、新能源出力较高时段的电力净负荷曲线已接近于0，新能源消 纳压力骤增。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。（2）当前现货市场平均电价，即现货市场价 格偏低的时候，PPA的签约就会相对低迷。（3）PPA合约类型，包括：①As-generated PPA，即用户用电随着发电曲线变化波动。这种方式将新能源波动的风险都转移给 了用户，故在电价上会最有竞争力。②Baseload PPA，即新能源发电要调整至基荷 状态进行电力出售。这种方式对用户来说风险更小，新能源可以在成本和风险之间 觅得最大收益，但技术性要求比较高，电价相应偏高。③As-consumed PPA，新能 源发电按照用户负荷曲线提供电力。这种方式较为常见，但局限在拥有多元发电组 合或是足够备用容量的发电企业才能提供，故电价也为三种方式最高。 新能源配储项目PPA溢价率达25%-50%，且溢价率与配储比例、配储时长呈正 相关。根据伯克利实验室对美国诸多新能源项目的追踪，光伏电站PPA电价主要在 20-40美元/MWh之间，即146-293元/MWh之间，项目之间受前述三种因素影响差异 较大，但整体仍呈现小幅下降趋势。但在配置储能系统后，新能源发电的可控性大 幅提高，根据伯克利实验室对不同配比与容量的储能项目对PPA电价的影响统计， 储能对PPA电价的贡献在5-20美元/MWh之间，即37-146元/MWh之间，溢价率约 25%-50%。配置更高比例及更长时间储能的新能源项目溢价率明显提升，新能源企 业配置储能通过提升PPA电价进而提高项目整体收益率较为明显。

配储是保障新能源电站收益性的重要手段。如前所述，新能源配储是保障消纳、 提升经济性的重要措施，根据美国可再生能源交易平台LevelTen Energy统计，在当 下光伏EPC价格0.9美元/W、平均45美元/MWh的PPA电价、考虑到30%的ITC退税 补贴情况下，美国光伏电站自有资金IRR达6.8%。而假设配置40%储能系统、PPA 电价溢价率50%、ITC退税补贴30%且储能可以部分参与电力市场的条件下，光储系 统IRR达到8.4%。

（2）独立储能：三大市场相辅相成，电能量/辅助服务容量市场贡献主要收入。美国独立储能主要参与电能量市场、辅助服务市场和容量充裕度市场，其中电 能量市场与辅助服务市场贡献主要收入。根据CAISO统计的2021年与2022年加州储 能资源平均每小时出力情况，从功率角度看，2020年及以前独立形态的储能主要应 用于提供辅助服务，包括调频、备用、爬坡等，而2021年以来随着电能量市场价差 的扩大，储能提供的电能量增长超过辅助服务出力增长，在需求高峰时段储能平均 放电功率甚至达到其输出功率的73%。从收入角度看，独立储能最大的收入来自日 前电能量市场，其次为指令性不平衡市场与调频市场。我们认为，新能源装机规模 的快速增长为加州电力系统带来同样的挑战，电力净负荷曲线在新能源出力高峰时 段持续下探，净负荷变化得“更深”与“更陡”一方面电能量市场峰谷价差拉大为 储能参与电能量市场提供更高收益，另一方面辅助服务市场调节需求明显提升，储 能参与辅助服务市场频率加大，两大市场贡献独立储能主要收入。

储能年均收入达103美元/kW/年，未来仍有进一步提升空间。受益于电能量市 场与辅助服务市场需求的快速提升，加州储能参与电力市场净收入从2021年的约73 美元/（kW·年）提升至2022年103美元/（kW·年），收益范围从40至239美元/ （kW·年），收益范围较大主要系储能参与电力市场模式不一所致。其中电能量市 场收入63美元（/ kW·年），同比+110.3%，向上调频11美元（/ kW·年），同比+15.4%， 向下调频15美元/（kW·年），同比-31.0%。调频收入下降主要系储能作用转向为 净高峰时段提供更多电量，进而导致用于辅助服务的容量占比有所下降。展望未来， 随着新能源装机的持续扩大及消纳能力的见底，储能在电力市场作用与盈利能力有 望进一步强化。

具体分市场看： 电能量市场：平均峰谷价差达251美元/MWh，高峰谷价差支撑较高盈利能力。 表前储能参与电能量市场主要为实现调峰，获取峰谷价差收益。根据CAISO统计的 表前储能参与日前市场与实时市场各季度电能量平均竞价与平均节点价格的对比可 知，2022年日前与实时市场的平均电价持续维持高价且呈现增长态势。日前市场的 充电平均价格比平均节点价格低96美元/MWh，放电平均价格比平均节点价格高155 美元/MWh，平均价差达251美元/MWh，较2021年的平均价差190美元/MWh高61美 元/MWh，同比提升32.1%。实时市场亦呈现相同趋势，储能充放电平均价差从2021 年的119美元/MWh提升至2022年的167美元/MWh，同比提升40.3%。日前与实时市 场平均充放电价差均远高于中国，贡献美国储能主要收益来源。 调用频率仍有提升空间，以储能参与电能量市场为例，全年调用仅一半时间。 若1kW/kWh储能每日一充一放参与电能量市场套利，考虑90%的充放电深度与85% 的充放电效率，全年运行360天，可以实现138美元/（kW·年）收益。但实际上美 国大储参与多场景的情况下，参与电能量市场套利次数有限，实际收益2022年仅63 美元/（kW·年）可测算全年仅调用164天。

辅助服务市场：气电资源充足背景下市场接近饱和，储能参与辅助服务市场占 比逐步下滑。CAISO在日前与实时市场中采购的辅助服务主要包括：向上调频、向 下调频、旋转备用和非旋转备用，其中向上调频与向下调频通过平衡电力供需以维 持系统频率，旋转与非旋转资源统称为运行备用，用于在紧急运行条件和负载出现 重大意外变化期间维持系统频率稳定性。根据CAISO统计，2022年以来储能提供调 频服务容量显著增加，但受气电资源充足影响辅助服务市场需求趋于饱和，储能参 与该市场比例亦有所下降。

容量市场：资源充裕性计划拓宽储能收入渠道。除电能量市场与辅助服务市场 外，加州电力市场同样存在容量机制用于解决电力充裕度问题，包括长期容量购买 计划（偏向长期）与容量充裕性市场（偏向一年以内），以确保加州电力系统有足 够的容量应对电网波动。根据BNEF资讯，为满足加州公用事业委员会于 2021年6 月发布的中期可靠性采购决定，南加州爱迪生电力公司（SCE）斥资12亿美元投入 523MW的电化学储能，预计这些电化学储能将签署20年的长期资源充裕性合约，合 约价格达到9.23美元/（kW·月），折算110.76美元/（kW·年），有望为储能贡献 额外收入来源。

三大市场共同保障美国储能经济性，实现长期盈利仍依赖补贴、系统降本与收 益性提升。如前所述，电能量市场、辅助服务市场、容量市场为独立储能发展提供 合理收益，但不同市场主体收益率受供需关系影响存在较大差异，如根据CAISO统 计，加州储能参与电能量与辅助服务市场净收入2022年为103美元/kW/年，同比 +41.1%，收益范围为40-239美元/kW/年，考验单个项目的响应能力。此外，储能参 与电能量市场与辅助服务市场的收益本身亦存在年度波动，进一步增大全生命周期 收益率的不确定性。对于加州而言，资源充裕性计划为储能提供相对稳定的收入来 源，但对于缺乏容量收入来源的德州等其他地区，储能经济性仍依赖于各类补贴、 系统降本与收益性提升。

成本端：IRA法案进一步延长ITC补贴年限，支撑未来数年行业高景气，设备成 本降低与利率下行亦有望刺激需求提速。

IRA法案补贴力度空前，联邦ITC税收抵免政策延续有望支撑未来数年高景气周 期。ITC作为美国政府为鼓励可再生能源发展的支持政策基石，自2005年出台以来 不断为可再生能源安装主体提供税收抵免优惠，此后在2008年、2015年、2021年分 别将该政策进行修改与延续，支撑美国新能源装机高速发展。2021年11月，联邦政 府通过《Build Back Better Act》，将原计划2021年底到期的ITC政策再次延长10年， 有望支撑未来数年高景气周期。

2022年8月，美国提出《降低通胀法案》（IRA），作为21年重建美好法案的补 充和修正条款，对储能系统的补贴力度空前。其中： （1）满足一定条件的表前储能（超过1MW但在发布有关现行工资和学徒要求 后60天内开工建设、或超过1MW但满足现行工资和学徒要求）与工商业储能（不超 过1MW的光储项目）： ① 基础抵免由之前的26%升至30%（延长至2032年），2033年退坡至26%、 2034退坡至22%； ② 满足一定条件，可额外享受10%-40%不等的抵免幅度（加上基础抵免最高 可至70%）：满足本土制造要求+10%；项目位于能源社区+10%（即可为当地传统 能源带来重要就业机会的特定社区）；针对5MW以下的项目，位于低收入社区或位 于印第安保留地+10%；针对5MW以下的项目，满足合格的低收入住宅建筑项目或 合格的低收入经济效益项目+20%。 ③ 首次提出，独立储能（大于5kWh）也可享受税收抵免（此前规定必须与光 伏发电绑定且75%电量来自于光伏发电才可享受抵免）；

（2）不满足一定条件的表前储能（大于1MW的光储项目，但未在发布有关现 行工资和学徒要求后60天内开工建设且不满足现行工资和学徒要求）： ① 基础抵免由之前的26%降至6%； ② 满足一定条件，额外享受2%-4%不等的抵免幅度：满足本土制造要求+2%； 项目位于能源社区+2%。 ③ 首次提出独立储能（大于5KWh）也可享受税收抵免（此前规定必须与光伏 发电绑定且75%电量来自于光伏发电才可享受抵免）。

（3）户储领域： ① 税收抵免额度由之前的26%提升至30%（延迟至2032年）、2033年退坡至 26%、2034退坡至22%； ② 满足本土制造要求的抵免额度+10%； ③ 首次提出独立储能（大于3kWh）也可享受税收抵免（之前必须与光伏发电 绑定且100%能量来源于该光伏系统才可享受抵免）。 综上来看，我们认为，IRA法案提出进一步强化ITC补贴力度（基础抵免30%+ 额外抵免10%-40%，总抵免最高可至70%；且首次提出大于3kWh的独立储能也可 享受抵免），或将加速美国未来十年各领域储能需求放量。

系统成本与贷款利率下行有望刺激储能需求提速。考虑到美国目前部分州独立 储能项目经济性相对有限，成本依旧是制约项目进展的重要因素。根据Wood Mackenzie统计，2023Q3美国公用事业规模储能系统平均价格为1288美元/kW，同 比下降35%，考虑到美国公用事业规模储能平均配储时长约3小时，对应429美元 /kWh。尽管美国大储系统价格在2023年开始出现大幅下降，但仍远高于国内不及 1000元/kWh的系统平均报价，未来美国储能市场仍存在一定的降本空间。此外，利 率亦在一定程度影响储能建设积极性，据我们测算，在30%的资本金条件下，贷款 利率每提升1%，IRR下降约0.5pct，2023年下半年随着美联储加息放缓，未来若贷 款利率下行有望刺激储能需求提速。

3.加速因素：电网升级+并网法案改革强有力促进储能发展提速

美国在申请并网项目规模可观但积压严重，主要原因在于电网容量制约与审批 效率低下。2016年美国签署《巴黎协定》后新能源申请并网容量和项目数大幅提升， 根据劳伦斯伯克利实国家验室统计，截至2022年末美国进入申请序列的发电与储能 项目总容量已超过2000GW，其中光伏项目947GW、储能项目680GW，其次为风电、 天然气机组，进入并网申请序列的规模在近三年呈现显著增长，尽管部分项目存在 多地区申报套利情况，但申请规模仍然远超美国当下发电机组装机容量总和，考虑 到美国能源项目约3-5年的开发周期，现有申请项目将有力支撑未来新能源及储能开 发规模。分区域看，非ISO的西部电力市场区域申请规模最多，主要系西部地区风 光资源充沛且开发规模较小，其次为MISO、PJM、CAISO、ERCOT区域，且西部 与德州区域储能申请数量快速增长。而在PJM和CAISO地区，由于并网申请序列项 目密度过大，两区已暂停2022年的新增并网申请。我们认为，目前制约新能源并网 的主要因素在于电网容量限制与审批效率低下。

月度并网成功率波动较大，体现美国储能短期制约因素仍在。通过统计EIA每月 披露的在运发电机组数据与未来数月计划并网的发电机组数据，我们以当月并网功 率规模除以上月披露的当月计划并网功率规模来衡量并网成功率。除部分月份大项 目并网对当月并网成功率有显著刺激外，绝大多数月份并网成功率低于2022年同期 水平，主要原因即在于电网容量限制与审批效率低下。未来随着上述制约因素逐步 缓解，并网成功率指标有望稳步回升。

现有开发进展受电网容量制约显著，电网升级支撑更大规模储能并网

变压器老化与小范围供电方式导致美国电网容量受限，是制约其新能源发展的 首要因素。变压器使用年限方面，根据美国商务部统计，美国电网基础设施多建于 20世纪60-70年代，变压器实际使用年限平均为30-40年，远超25年的预期寿命。而 变压器的老化会削弱其内部绝缘性与导电性，降低电网可靠性，最终导致电网故障与短路事故频发。输电方式方面，考虑到美国地广人稀特征，大多数发电厂选址靠 近城市，通过铁路和管道运输的方式将化石燃料运送至发电厂，所产生的电力亦主 要满足本地需求，后续虽对高压输电线路进行升级但以区域为核心的输电方式仍未 改变，电力输送方式并未考虑到大规模清洁能源需求，故大规模新能源并网往往需 要同步对电网设施进行升级。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。 2021年11月，美国总统拜登签署《两党基础设施法案》（简称：BIL法案），提出 美国政府将投入5500亿美元升级基础设施，其中将投入约25亿美元用于开发输电线 路和升级电网设施。2022年美国能源部宣布投资105亿美元用于建造智能电网及电 网升级，以提高电力系统的可靠性与弹性。2023年10月，美国总统拜登进一步宣布 提供20亿美元补贴并撬动总计超80亿美元的联邦与私人投资，用以改善输电网络， 政府对电网基础设施建设支持力度明显加大。我们认为，随着美国政府对电网基础 设施升级投资力度加大及变压器需求压力逐步缓和，美国新能源并网容量限制有望 逐步缓解。

并网规则钳制导致项目审批周期拉长，并网法案改革刺激储能并网提速

并网周期拉长，大储项目推迟并网频发，美国大能项目从申请到并网的平均周 期已达3年。2023年美国储能延后并网现象频繁，根据Wood Mackenzie Q1报告统计，约1.8GW计划在2022Q4并网但被延迟到2023Q1的大储项目中超80%（1.4GW） 被再度推迟至2023Q2，而Q2依旧有1.7GW的大储项目被延后至下半年，大储的并 网延迟已成为常态。 除储能外，各类型能源并网延迟以成为常态，根据劳伦斯伯克利国家实验室数 据，近年来各类型发电机组审批时间均有所延长，美国各类型发电项目从递交并网 申请（Interconnection Request，简称IR）至商业运营（Commercial Operations Date， 简称COD）的平均时长由2015年的35个月提升至2022年的57个月，相比之下储能 项目的建设周期短于平均时间，但同样受申请规模大幅增长影响审批周期提升，审 批周期从2015年的19个月提升至2022年的35个月。分项目规模看，规模与申请周 期呈正相关，规模小于5MW的发电项目申请时间略长于20个月，超过200MW的大 项目则接近60个月。

我们认为，制约并网审批进展的因素主要来自于： （1）并网审批流程繁琐，传统审批制度未能适应新能源行业的迅速发展。传统 发电机组的并网流程包括递交并网申请、项目可行性评估、电网影响评估、项目设 施评估、达成并网协议和设施建设六大步骤。其中可行性评估和电网影响评估阶段， 当地电网运营商会针对每个项目单独评估其是否需要对当地电网进行升级，而电网 升级的费用则完全由项目商支付，2022年平均升级费用达到230美元/kW。在并网影 响评估完成后，开发商将判断包含电网设施改造费用后该项目是否具有经济性，如 果开发商决定并网，则需要与电网资产方签订并网协议，该协议包含了双方的责任 与成本以及对电网设施进行改造升级的计划，且在设施改造完成前，项目不能并网。 传统审批流程主要针对大规模化石能源发电项目，对中小型新能源电站难以适 用。传统审批流程在火力发电时代可能适用于大型发电项目，但随着新能源项目的 增多，多数新能源项目商很难负担高额的电网升级费用，因此选择退出并网申请， 触发电网运营商对队列中下一个项目重新启动电网升级评估，导致并网审批时间被 大大延长。并网申请的积压导致各类型发电机组接入电网的时间与成本不确定性增加，影响系统可靠性。 （2）高昂电网升级费用，开发商采取投机策略阻碍整体效率。如前所述，美国 电力系统老旧化程度较高，新能源接入规模的提升导致部分电力设施不足，因此地 区公共事业公司与电网运营商往往要求新能源开发商承担电网和变电站升级等电力 设施改造费用。根据劳伦斯伯克利国家实验室数据，2020-2022年排队中的新能源 项目并网中位数成本为85美元/kW，而退出排队的新能源项目并网中位数成本达156 美元/kW（其中主要是电网改造成本）。由于高电网升级成本与低排队成本，新能 源开发商出现大量投机排队行为，部分开发商在多个区域申请同一个项目，当获取 电网升级改造费用后再选择性退出，进一步延长其他项目等待时长。

加速因素二：新规则落地，预计美国储能并网进展有望提速。2023年7月28日， 联邦能源监管委员会（FERC）发布了被FERC主席成之为“过去二十年以来规模最 大、最重要的一系列并网改革”的新版发电机组并网程序与协议规则（简称：2023 号令），旨在解决并网队列积压问题，提高并网过程中的确定性。新规更新了大型 发电设施（20MW及以上）和小型发电设施（20MW以下）并网程序，着重提出并 网审批规则、并网审批效率、技术进步与电网升级融合三类主要规则的变更，从项 目审批原则、项目审批费用分摊、电网升级费用分摊等方面进行一系列强制性改革。

并网审批规则方面：2023号令将美国传统并网申请的”First Come, First Served” 调整为”First-Ready, First-Served”，要求申报方将同一节点下的并网项目单独申报 改为集群申报，通过同时分析多个成熟项目对输电系统的以提高并网过程效率、减 少延误并改善成本分配。 并网审批效率方面：通过设立更严格的申报标准与惩罚制度来避免运营商投机 性申报，进而提升申请项目质量与整体审批效率，加快并网队列处理速度。 技术进步与并网升级融合方面：通过允许同一并网点后多个发电设施共享发电请求、优先使用并网点富裕容量、配置储能等方式以提高发电机组并网的灵活性， 使用SVG、潮流控制装置、同步调相机等替代传输技术以使电网升级的成本效益最 优化等，将先进技术与电网需求相融合以扩充电网升级方式。 我们认为，新版并网规则通过将并网项目申报规则从单项申报变更为集群申报， 通过考虑多个项目的综合影响，一方面提高项目平均审批速度，另一方面考虑不同 项目的相互影响或可减少对电网相应升级，此外新规则通过设立惩罚制度避免投机 行为、允许同一并网点共享发电请求等措施，有望促进储能建设提速。预计美国并 网审批问题将在近未来数年逐步得到改善，支撑美国新能源及储能项目并网规模的 增长。