根据调研机构Wood Mackenzie公司电网边缘技术业务全球负责人BenHertz-Shargel撰写的一份报告，集中式能源发电与分布式能源发电的市场份额变化表明了能源转型的不确定性。报告指出，到2026年，公用事业规模光伏系统发电成本将降到屋顶光伏系统发电成本的33%，这似乎清楚地表明集中式部署能源有着充分的理由。然而，集中式发电设施的部署受到输电容量和场地限制的影响，也受到输配电网拥塞以及输电损失的影响，其能耗损失约占总发电量的5%。(注：电网边缘是指在电网附近或末端工作的技术。电网端解决方案中出现的新流程和业务模型也是其定义的一部分。)
分布式能源(DER)通常部署在负载附近，因此需要在配电系统的边缘进行建设，并且可以避免电力拥塞和损耗。分布式能源还可以作为弹性供电解决方案，在电网出现故障时提供备用电源，并为大型设施或社区提供电力。分布式能源(DER)包括需求侧资源，这对于确保供需保持平衡至关重要。也许最重要的是，分布式能源提供了使电网民主化的机会，吸引了大量的住宅和商业资本，加快了电网现代化进程，并为大型公用事业和电力生产商的电力服务提供补充。
WoodMackenzie公司电网边缘技术研究团队在其发布的“2021年度美国分布式能源(DER)展望”报告中，分析了2017年至2026年的分布式能源(DER)开发和运营状况。而在该报告的结论中，从2017年到2021年安装的分布式可再生能源的装机容量将不到2022年至2026年将安装的175GW的一半。光伏系统在能源市场的份额将从2020年的84%下降到2026年的49%，而电动汽车(EV)的充电基础设施在此期间也将大幅增长。
报告预测，分布式能源(DER)容量的需求侧组成部分是灵活的需求潜力：住宅和商业资源在进入电力市场时可以提供的灵活容量。如今已安装的灵活需求容量与批发需求响应容量相比要高出一个数量级，这表明管理客户负载并将其实现货币化的重要机会。
发展机会
分布式能源(DER)市场最大的增长动力来自政府部门。光伏系统投资税收抵免(ITC)的扩展、新的独立储能系统投资税收抵免(ITC)以及“重建更好”法案中的直接支付条款对于防止光伏部署需求在2024年出现快速下滑，以及减少小型光伏和储能项目的税收瓶颈至关重要。
美国各州和地方政府为实现气候目标而采取的行动也将是关键。这其是包括新的和扩大的光伏和储能激励措施，例如加利福尼亚州的自发电激励计划和马萨诸塞州的可再生能源目标以及建筑和设备法规。
在分布式能源(DER)市场的需求方面，有三个主要的驱动因素：第一个驱动因素是企业可持续性。迄今为止，RE100组织中有340多家成员(这些都是承诺采用100%可再生能源的大公司以及共同推动商业规模项目发展的中小公司)。而气候和ESG资本已经明确表示打算为可持续发展项目及其背后的解决方案提供商提供资金。第二个驱动因素是极端天气，它将继续推动商业和住宅对现场弹性解决方案的需求。虽然这种需求推动了备用发电机的销售，但到2023年，电池储能系统的装机容量将超过热电联产或天然气发电厂的装机容量，这表明转向更清洁的资源。第三个驱动因素是，福特公司开发的F-150Lightning解决方案将车辆到家庭的概念引入公众意识，这可能最终为住宅二级电动汽车充电器的部署提供帮助。
分布式能源(DER)需求的最终驱动因素不如前两者确定。尽管对美国温暖的冬季的预期已使天然气价格降低，但美国可能不会无限期地与欧洲的天然气危机脱钩。从2020年12月到2021年12月，公用事业公司的天然气消费价格的上涨速度是电力的3.8倍。未来的天然气价格上涨将影响家庭供暖账单，降低燃料转换为热泵的成本，并增加对智能恒温器能效能力的依赖。
面临风险
然而，长期的能源短缺可能会导致两方面的后果：第一个风险是，分布式能源(DER)增长面临的风险包括美联储已经发出的加息信号，这将增加投资能源技术的成本;另一个风险是分布式能源(DER)供应的可用性，将受到原材料和下游供应链以及无法满足客户需求的制造流程的限制。这些挑战困扰着2021的光伏、储能和电动汽车市场的发展，并且可能会持续。
其他风险来自电力行业。随着分布式发电(DG)和电气化的普及，两者之间的不平衡(可能由于电力馈线而有所不同)将开始使公用设施承载能力饱和，加剧互联互通而成为瓶颈。在财务方面，美国在全国范围内已开始逐步采用净计量政策，光伏系统的价值将决定如何补偿和收费分布式发电(DG)。加利福尼亚州最近提出的决定，要求每月收取8美元/kW的电网参与费用，那么在未来几年将会影响光伏系统的经济性。这种风险将被储能系统和需求管理解决方案提高的成本效益抵消，从而实现光伏发电的自我消费。
从应急能力到经济参与
需求管理和电池储能系统(无论是移动的还是固定的)不仅可以实现账单管理，还为客户带来大量收入机会。然而出现的问题是，如今的批发商几乎完全以应急能力的形式参与批发和零售市场。如果这种趋势持续下去，将限制客户的盈利潜力和电网的可靠性。
容量市场代表了分布式能源的最大和最容易的收入机会，传统市场规则通常要求其作为需求响应(DR)参与。容量义务要求分布式能源(DER)聚合商竞标日前的能源市场，但它们通常会在报价上限或接近报价上限时进行竞标，只有在极度稀缺的情况下，电网运营商才能获得资源。
随着能源转型的推进，分布式能源的应急应用与将变得越来越不可持续。正如许多前瞻性研究表明的那样，可再生能源发电趋于饱和的电网每天都需要满足客户的需求，而交通运输和供暖的电气化将加剧这种需求，输电容量限制也会加剧这种需求，这会限制集中式发电满足需求增长的能力。
然而，最根本的是，对应急电源的依赖助长了能源短缺的发展，从而降低了可靠性。因此，分布式能源部门必须从应急情况过渡到参与，其中客户需求和能源资产通过价格信号对电网状况做出反应。这些价格信号可以通过动态效用费率(例如高度差异化的使用时间费率)、聚合程序或直接批发或零售市场参与来调节。
FERC 2222号命令
批发市场的经济参与在很大程度上取决于美国联邦能源监管委员会FERC2222号命令在各个区域输电组织(RTO)中的结果。不幸的是，这些结果在不同的客户群中可能并不均衡。商业资源将受益于能源出口的补偿、各州的互连流程以及支持资产级结算的分表计量。通过这些市场增强，资源运营商将能够评估能源、辅助服务和容量市场的堆栈，同时管理计费客户成本。
屋顶光伏资源可能仍将被排除在大多数能源和辅助服务市场之外，因为它们无法提供所需的精细计量和遥测。由于区域输电组织(RTO)不太可能接受设备级计量数据，而且每户安装电表对家庭用户来说过于昂贵，从而导致暴露于不受管理的其他家庭负载的性能风险。此此外，FERC2222号命令也不会解决住宅需求响应(DR)面临的一系列挑战。
随着区域输电组织(RTO)提交关税申报，所有这些动态都需要在未来几个月进行跟踪，因为它们将对住宅和商业分布式能源市场产生持久影响。
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