儲(chǔ) 音

天風(fēng)證券8月11日發(fā)布行業(yè)報(bào)告《儲(chǔ)能系列深度4：表前市場(chǎng)高增，開啟美國儲(chǔ)能新篇章》，預(yù)測(cè)2021年美國儲(chǔ)能市場(chǎng)規(guī)模達(dá)46.5億美元，2026年將達(dá)85.3億美元，其中表前市場(chǎng)規(guī)模將從2020年的11億美元快速增長(zhǎng)至2025年的53億美元，CAGR達(dá)37%。2020年新增電池儲(chǔ)能0.5GW，預(yù)計(jì)2021年美國大型電站的電池儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模在4GW，且后續(xù)幾年均有大量項(xiàng)目?jī)?chǔ)備待建。

美國儲(chǔ)能高速發(fā)展主要與新能源（尤其是光伏）發(fā)電滲透率，政策是否提供了合理的盈利模式，電池儲(chǔ)能的成本相關(guān)。近年來美國儲(chǔ)能系統(tǒng)成本持續(xù)下降，政策支持力度不斷加大以及其聯(lián)邦和和各州政府的監(jiān)管改革共同將美國儲(chǔ)能行業(yè)推入了“快車道”。上述報(bào)告中認(rèn)為美國儲(chǔ)能高速發(fā)展原因如下：

美國電網(wǎng)基礎(chǔ)弱+無法全國調(diào)度=主要依賴電力輔助服務(wù)完成消納。美國電力系統(tǒng)較為復(fù)雜，一半的地區(qū)為發(fā)輸配售電一體化的模式，另外一半經(jīng)過改革形成了三大層級(jí)：第一層級(jí)負(fù)責(zé)監(jiān)管與規(guī)則制定的FERC和SPUC；第二層級(jí)負(fù)責(zé)各地區(qū)電力市場(chǎng)交易和建設(shè)規(guī)劃審核的7大獨(dú)立電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商；第三層級(jí)負(fù)責(zé)發(fā)電廠建設(shè)與運(yùn)營(yíng)的獨(dú)立發(fā)電廠（IPP）與電力公司等。聯(lián)邦目前無法實(shí)現(xiàn)全國各地之間的調(diào)度，新能源消納問題需要各地自行解決。

2018年起允許電池儲(chǔ)能系統(tǒng)參與電力批發(fā)和輔助服務(wù)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)，盈利模式確立。隨著新能源裝機(jī)的增長(zhǎng)對(duì)儲(chǔ)能等調(diào)峰需求也快速增長(zhǎng)。大型電池儲(chǔ)能系統(tǒng)具有了清晰的盈利模式，即PPA或電力輔助服務(wù)，分別對(duì)應(yīng)發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，此后電池儲(chǔ)能裝機(jī)正式進(jìn)入高增期。

電網(wǎng)側(cè)主要用于電力輔助服務(wù)，儲(chǔ)能成本、效果均優(yōu)于當(dāng)前主流的天然氣。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能作用主要是三方面：減少對(duì)傳輸線、變電站和變壓器的壓力，減輕阻塞和擴(kuò)容壓力；延緩電網(wǎng)擴(kuò)容升級(jí)；能量轉(zhuǎn)移，平整負(fù)載峰值。其中最常見的作用是調(diào)峰、調(diào)頻。從經(jīng)濟(jì)性層面看，假設(shè)光儲(chǔ)電站為100MW、每天進(jìn)行一次充放電，則儲(chǔ)能系統(tǒng)的LCOS（儲(chǔ)能度電成本，單位發(fā)電量所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)能投資成本）為114$/MWh，2020年光伏的LCOE為28.8$/MWh，因此光儲(chǔ)調(diào)峰成本為143$/MWh，低于天然氣調(diào)峰的175$/MWh，因此電池儲(chǔ)能已經(jīng)好于當(dāng)前主流的天然氣；從服務(wù)效果看，電池儲(chǔ)能用于電力輔助服務(wù)的效果大幅優(yōu)于天然氣，主要是電池儲(chǔ)能響應(yīng)速度快、達(dá)到秒級(jí)，且隨時(shí)可充電或放電，不受燃料供應(yīng)、機(jī)械慣性的影響，并可將電池包靈活布置，安裝周期短。

發(fā)電側(cè)主要用于PPA，儲(chǔ)能功率配比在50%以內(nèi)時(shí)具備經(jīng)濟(jì)性。發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能作用主要是兩方面：消除新能源棄電損失；實(shí)現(xiàn)能量時(shí)移（正午的光伏電存起來到晚上用）甚至季度調(diào)配。由于美國多數(shù)地區(qū)的棄光率較低，因此僅靠消除棄電損失帶來的收益率較低，利用儲(chǔ)能把光伏電站變成可持續(xù)向用電方出售綠電的PPA（用電方和供電方簽署長(zhǎng)期購電協(xié)議，事先制定電價(jià)，供電方要滿足用電方的實(shí)時(shí)電力需求）模式更具優(yōu)勢(shì)。假設(shè)每天“一充一放”，電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的LCOS為83$/MWh。按不同功率配比進(jìn)行測(cè)算，可知當(dāng)儲(chǔ)能功率配比控制在50%以內(nèi)時(shí)，光儲(chǔ)電站相較天然氣發(fā)電具有相對(duì)優(yōu)勢(shì)。

當(dāng)前光儲(chǔ)PPA的儲(chǔ)能功率配比多在50%以內(nèi)，后續(xù)可通過多能互補(bǔ)降低儲(chǔ)能配比。美國多數(shù)新能源+儲(chǔ)能項(xiàng)目的儲(chǔ)能功率配比在20～50%，相較燃?xì)獍l(fā)電具有較強(qiáng)經(jīng)濟(jì)性。隨著未來新能源發(fā)電量占比的進(jìn)一步提升儲(chǔ)能功率配比勢(shì)必要增加，因此中期看多能互補(bǔ)將成為趨勢(shì)，即通過增加風(fēng)電、火電等其他類型發(fā)電廠來解決光伏晚上完全沒電完全依賴儲(chǔ)能的問題，降低儲(chǔ)能配比。而要實(shí)現(xiàn)光儲(chǔ)電站對(duì)火電的全面替代，則需要光伏與儲(chǔ)能成本進(jìn)一步降低。

美國發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)與棄光率關(guān)系不大，主要是電力自由交易制度下的經(jīng)濟(jì)性考量，更多是業(yè)主出于項(xiàng)目所在地儲(chǔ)能安裝經(jīng)濟(jì)性的自發(fā)選擇，經(jīng)濟(jì)性的來源則是ITC政策（初始投資成本降低20～30%）與電力的自由交易制度。