美国政府制定了电网脱碳的宏伟计划。而光伏开发商为此而部署大量光伏系统做好了准备，以帮助实现到2035年美国实现100%无碳电力的目标，但有一个阻碍前行主要问题——现有的电网无法容纳大量分布式能源。
美国光伏行业协会(SEIA)监管事务总监和法律顾问高级研究员Gizelle Wray说，“光伏行业在能源供应多样化以及致力让美国通过可再生能源实现能源独立方面不断打破安装记录，但不幸的是，监管程序和框架没有跟上。”
从历史上看，电网主要容纳大型化石燃料发电厂的电力。然后，这些电力通过输电线路输送，并在变电站降低电压，最后通过配电线路输送到用户。与传统发电厂不同，光伏系统规模更小、数量更多，如果与储能系统结合使用，可以根据需要输出和吸收电力。光伏系统的双向和分布式特性要求电网的设计发生根本性变化。
光伏开发商Inovateus Solar公司项目开发顾问Ken Bean说：“很多人没有意识到它有多么复杂，而只有通过电网的工程技术以及必须考虑的因素才能将这些东西全部联系起来。坦率地说，那些认为将在20年内采用100%光伏发电的想法是荒谬的。”
已经饱和的电网
根据Sun Day Campaign公司发布的数据，包括光伏、风电和其他能源在内的可再生能源在2021年提供了美国81.07%的发电量，2021年每月新增发电量约为2400MW。但在幕后，光伏开发商必须承担高昂的成本才能将光伏项目接入电网。
总部位于罗德岛的Green Development公司安装的都是小于40MW的光伏系统，根据以往的经验，其项目规模符合美国联邦能源监管委员会(FERC)的要求。尽管该公司的光伏项目在技术方面来说规模并不大，可以连接到配电网，但他们经常需要进行研究，以了解它们可能会对输电网产生什么影响。
Green Development公司业务发展总监Hannah Morini说，“我们不得不为这些小型光伏项目进行输电研究，这些光伏项目主要为当地的非营利组织、城镇和大学等用户供电。”
Morini指出，公用事业公司却认为，由于电网正在经历可再生能源发电的拥塞和饱和，因此需要进行区域输电研究，因此如果需要的话，他们必须准备好将电力输出到该地区之外。
她说，“尽管罗德岛州要求我们拥有非常积极的可再生能源组合来摆脱对化石燃料的依赖，但对于当地的基础设施来说，可再生能源的电力太多了。”
Green Development公司在罗德岛州考文垂运营的一个与风电设施共址部署的3.75MW光伏项目
输电研究增加了互连应用过程的成本和时间。虽然配电网影响研究的正常时间约为90天，但输电研究可能需要18个月或更长时间。
这些研究不再仅适用于小于40MW的光伏项目。例如Green Development公司正在安装一个1MW的光伏项目，但有其他1MW光伏项目在电网的同一点寻求互连，则公用事业公司将把这两个视为一个项目并启动输电研究。
美国社区光伏接入联盟(CCSA)战略计划副总裁Mike Judge说：“现在的情况是，配电系统上有如此多的分布式发电系统，将会反馈到输电系统，需要建设更大容量的输电线路和新的变电站。”
美国联邦能源监管委员会已经认识到了这一复杂问题，并宣布了一项拟议规则制定提前通知(ANOPR)，邀请用户就美国向清洁能源未来转型时改善输电规划和成本分配的潜在变化发表意见。
美国联邦能源监管委员会主席Rich Glick在一份新闻稿中说，“随着发电设施以前所未有的速度从靠近人口中心的资源向远离负荷中心的资源转移，我们必须评估输电规划和成本分配以及发电设施互连流程是否需要更具创新性和预期性的方法。无计划地或零星地扩大输电系统规模的方法无法完成任务。我们现在必须采取措施，建立未来新一代资源所需的输电系统。”
美国光伏行业协会(SEIA)正在通过升级成本分摊解决方案来推动输电规划过程中的透明度和效率措施。美国国会参议员Ed Markey(D-MA)提交了《用可再生能源连接难以到达的地区法案》，该法案旨在要求美国联邦能源监管委员会实施改革，其目标是积极规划和建立一个可靠的和有弹性的能源网络，可以向美国广大地区输送可再生和清洁的电力。
尽管如此，这只是改革难题的一部分。一旦项目被美国联邦能源监管委员会批准互连，这些项目仍然必须获得各州监管机构的批准。
Wray说：“联邦政府、美国联邦能源监管委员会和各州需要走到谈判桌前讨论这些问题，因为它们很复杂，相互关联，不能相互分离。”
美国社区光伏接入联盟(CCSA) 的Judge认为，监管机构和公用事业公司将光伏、储能、电动汽车和其他新技术纳入公用事业公司规划过程是最好的前进道路，就像美国联邦能源监管委员会正在重新评估其电网规划一样。
他说，“这是一项艰巨的任务。美国各州需要改变他们规划电力系统的方式，需要让在这些州运营的所有公用事业公司也参与进来。”
他指出，尽管光伏行业在这项改革中拥有既得利益，以开发更多光伏项目，但远不止于此。这些变化是实现联邦和各州脱碳目标所必需的。
他说，“公用事业公司的监管契约历来侧重于安全性、可靠性和可负担性。我真的认为现在还需要包括第四个支柱——脱碳，”
谁来支付升级费用?
Green Development公司表示，仅一个典型配电项目的研究和工程成本就可能在7.5万美元到10万美元。在研究完成后，公用事业公司将以估计的价格返回以将光伏项目连接电网。如果现有基础设施无法容纳这些电力，这些成本通常包括建造新的变电站或馈线。光伏公司普遍认同这些要求。
Morini说，“如果我们真的要为电网基础设施升级负责，我认为可以接受。”
但光伏开发商的成本可能会大幅增加，这些成本是在开发商有机会将其纳入承购商的电力采购协议(PPA)或决定取消项目之后很久才增加的。
Green Development公司在罗德岛州北史密斯菲尔德铁矿安装的38MW光伏项目
Green Development公司最近安装了一个38MW的光伏项目，而该项目需要连接一个新的变电站，但在光伏项目建设开始之后，当地公用事业公司通知Green Development公司，要求将承担50万美元的变电站设施和维护费用。
Morini说，“我们为这个光伏项目建造了一个变电站，并把它交给了公用事业公司，现在他们还要求我们支付变电站的维护费用。这真的很难，这使用我们的项目利润变得更加微薄。”
同样，当需要将更多光伏系统接入电网时，Green Development公司支付适当的升级费用是没有问题的。但Morini表示，该公司确实对诸如终身运营维护费等会破坏项目经济效益的附加费提出了质疑。
她说：“我并不是说这个项目不应该支付任何费用。问题是升级会附加其他东西。我们经常被要求支付超出项目需要的基础设施费用。因为我们现在看到的是，对当地电网的投资和可靠性的提高，而这些项目正是通过加强当地电网的投资来实现的。”
美国一些州和公用事业公司已经认识到电网升级或改造带来的公共利益，能够部署更多的可再生能源，并找到了创新的方式提供资助和激励。
例如，德克萨斯州立法机构在2005年通过了一项法案，为竞争性可再生能源区(CREZ)指定了新的输电线路。
该计划的目标是将位于德克萨斯州西部偏远地区总装机容量为18.5GW风力发电场和其他分布式资源的电力输送到达拉斯和奥斯汀等人口中心。德克萨斯州公用事业委员会收到了输电服务提供商的建议，而相关的公用事业公司能够将项目成本整合到电价中。
在建设新的电力线路之前，电网运营商德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)安装了大约1.9GW的风力发电设施。到2017年，竞争性可再生能源区域(CREZ)总共实现了11.6GW的风电装机容量，另外还有8.9GW正在规划建设中。
Inovateus Solar公司项目开发顾问Ken Bean将这一改革视为该国其他地区的典范。他说，“逐步改进输电系统以容纳更多可再生能源(比如CREZ线路)与彻底改变全国电力系统的工作方式之间存在很大差距。”
尽管如此，国家规模的电网改革并非史无前例。德国在2020年实现了50%的清洁能源发电，这得益于自上而下的电网扩张政策。该国正在投资于德国北部和南部之间的新的高压输电线路，预计将于2024年完工。
美国的可再生能源发电量在2021年达到20%，但类似的大型电网投资甚至需要接近100%的目标。光伏开发商对部署大量光伏系统做好了准备。
美国光伏行业协会(SEIA)的Wray表示：“如果能够解决电网升级问题，就可以上线运营更多的光伏项目。从长远来看，我们可以拥有一个非常可持续、透明和高效的流程，并将看到更多的大规模可再生能源发电设施上线运营。”
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美国政府制定了电网脱碳的宏伟计划。而光伏开发商为此而部署大量光伏系统做好了准备，以帮助实现到2035年美国实现100%无碳电力的目标，但有一个阻碍前行主要问题现有的电网无法容纳大量分布式能源。美国光伏行业协会
