（報告出品方/作者：東方證券，鄭華航）
1 美國儲能市場：電化學(xué)儲能成為增長新引擎
2050 碳中和目標(biāo)確立，加速可再生能源發(fā)展
美國設(shè)定 2035 年實現(xiàn)無碳發(fā)電，2050 年實現(xiàn)碳中和的目標(biāo)。美國作為當(dāng)前世界第一大經(jīng)濟(jì)體， 是一個碳排放大國。減少碳排放、加快能源轉(zhuǎn)型勢在必行。拜登在領(lǐng)導(dǎo)人氣候峰會上宣布，到 2030 年將美國的溫室氣體排放量較 2005 年降低 50%，到 2035 年通過向可再生能源過渡實現(xiàn)無碳發(fā)電，到 2050 年實現(xiàn)碳中和目標(biāo)；并呼吁各國采取堅決行動，力爭將全球平均氣溫較工業(yè)化前水平 提高控制在 1.5 攝氏度內(nèi)。各州政府也陸續(xù)提出 100%可再生能源計劃，要求在 2030-2050 年間， 逐漸達(dá)成 100%清潔能源發(fā)電。
美國可再生能源裝機(jī)容量大幅提升。為達(dá)成碳中和目標(biāo)，美國加速推進(jìn)電氣化計劃，推動可再生能 源成為發(fā)電主力。根據(jù) EIA 統(tǒng)計，2020 年，美國新增光伏裝機(jī) 12.3GW，在疫情影響下仍達(dá)到了 歷史最大容量增幅；新增風(fēng)電裝機(jī) 17.1GW，可再生能源（包括風(fēng)能、水電、太陽能、生物質(zhì)能和 地?zé)崮埽┊a(chǎn)生了創(chuàng)紀(jì)錄的 8340 億 kWh 的電力，約占美國總發(fā)電量的 21%?？稍偕茉从惺芬?來首次超過核能（7900 億 kWh）和煤炭（7740 億 kWh）。
儲能為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提供保障。隨著新能源裝機(jī)容量的不斷增加，其本身的波動性、隨機(jī)性與 間歇性給電網(wǎng)帶了極大的沖擊，導(dǎo)致了供需不匹配、波動性大等問題，影響了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。 近年來隨著光伏、風(fēng)電裝機(jī)的進(jìn)一步增加，電網(wǎng)本身的調(diào)節(jié)能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)不足。儲能可以靈活應(yīng)用于供 電側(cè)與用戶側(cè)，通過充放電進(jìn)行調(diào)節(jié)，可以減小波動性、平滑出力、存儲過量的光伏風(fēng)電資源，在 提高新能源發(fā)電比例的同時，維持電力系統(tǒng)的安全和穩(wěn)定，是能源轉(zhuǎn)型道路上的必經(jīng)之路。
美國儲能發(fā)展迅速，加州引領(lǐng)行業(yè)發(fā)展
美國儲能裝機(jī)容量快速增加，其中加州是美國最大的儲能市場。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計，2020 年全球儲 能市場新增規(guī)模達(dá)到 5.3GW/10.7GWh。根據(jù) Wood Mackenzie 和 ESA 統(tǒng)計，美國 2020 年新增 儲能裝機(jī)量達(dá) 1.46GW/3.48GWh，功率容量占全球市場 27.5%，能量容量占全球市場 32.5%。美 國 2020 年電化學(xué)儲能裝機(jī)新增 1.1GW/2.6GWh，是儲能裝機(jī)主要的增長動力，同比增長 207%。 截至 2020 年底，美國累計儲能裝機(jī)量達(dá)到 2.7GW/5.8GWh，同比增長 84%，成為全球僅次于韓 國的第二大儲能市場。
加州是美國最大的儲能市場，裝機(jī)容量占全美超 60%。就電化學(xué)儲能而言，截至 2020 年 12 月， 新增裝機(jī)量前五的州占美國電化學(xué)儲能功率容量的 68% 以上，其中加利福尼亞州的份額最大，裝 機(jī)量 566MW/930MWh，德克薩斯州、伊利諾伊州、馬薩諸塞州、夏威夷州和西弗吉尼亞周的功率 容量均超過 50 MW。
從儲能方式看，抽水蓄能仍然占據(jù)儲能市場主力，未來發(fā)展主力將集中在電化學(xué)儲能。根據(jù)美國能 源部列示的儲能項目統(tǒng)計，截至 2020 年 12 月，抽水蓄能占累計裝機(jī)量的 92%，電化學(xué)儲能占比 3%。電化學(xué)儲能中，鋰離子電池累計裝機(jī)占比 65.9%。抽水蓄能仍占據(jù)儲能市場的主力，度電成 本最低，但是它受到地理位置的約束，大多是 1970 年代和 1980 年代初安裝，2000 年以后裝機(jī)容 量極低。隨著技術(shù)的快速發(fā)展，電化學(xué)儲能成本降低，可靠性提高，從新增裝機(jī)容量來看，電化學(xué)儲能正逐漸成為發(fā)展主力。根據(jù) EIA 統(tǒng)計，電化學(xué)儲能占據(jù)了目前美國儲能新增市場的 90%以上， 其中以鋰離子電池儲能為主，占據(jù)電化學(xué)儲能的 90%以上。
抽水蓄能累計裝機(jī)占比最高，2010 年后新建放緩
2020 年美國抽水蓄能累計裝機(jī)占比九成左右，但新建放緩。根據(jù) NREL 統(tǒng)計，截至 2020 年，累 計裝機(jī)容量 22.9GW，占美國儲能市場九成左右，主要用于提供 4-16 小時的長時儲能。抽水蓄能 利用負(fù)荷低谷時的電能將水抽到高處，負(fù)荷高峰時期在利用水的勢能發(fā)電，可用于調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào) 相、穩(wěn)定電壓、事故備用等，技術(shù)最為成熟、綜合效益高、裝機(jī)規(guī)模最大。但它存在三個較為明顯 的缺點：1）建設(shè)受地理位置限制，且面臨長距離輸電的問題；2）電站初始投資大，高達(dá)數(shù)億美元， 與風(fēng)光資源適配性差。
美國在上世紀(jì) 70-80 年代建設(shè)了大量抽水蓄能電站，起步很早，裝機(jī)容量從 1960 年的 0.2GW 到 2020 年的 22.9GW，復(fù)合增速 8.22%。但是隨著美國對抽水蓄能電站的環(huán)境監(jiān)管日益嚴(yán)格，項目 的審批和建設(shè)時間長達(dá) 10 年左右，不確定性高，回收周期長不被投資方看好，所以 2000 年以后 幾乎沒有新電站建成。針對這個問題，華盛頓眾議員凱茜·麥克莫里斯·羅杰斯和丹·紐豪斯提出 一項法案，旨在進(jìn)一步加快抽水蓄能電站審批進(jìn)程，目前美國也在規(guī)劃新的抽水蓄能項目，根據(jù) DOE 統(tǒng)計，美國在 2015-2019 年間，5 家開發(fā)商提交了許可證申請，F(xiàn)ERC（聯(lián)邦能源管理委員 會）發(fā)放了兩個許可證。
電化學(xué)儲能接棒，成為新的增長動力
鋰電池儲能占據(jù)主要市場份額，鎳基、鉛酸電池早期應(yīng)用較多，正逐漸被鋰離子電池、鈉硫電池、 液流電池替代。根據(jù) Woodmac 統(tǒng)計，2020年美國電化學(xué)儲能新增裝機(jī)容量 1.1GW/2.6GWh，同 比增長 207%，累計裝機(jī)容量 2.7GW/5.8GWh。電化學(xué)儲能主要包括鎳基電池、鋰電池、鉛酸電 池、鈉硫電池、液流電池等。其中，鎳基電池和鉛酸電池較早應(yīng)用于儲能，但受限于其本身性能， 正逐漸被替代。
根據(jù) EIA 統(tǒng)計，鋰電池因其出色的循環(huán)次數(shù)、能量密度、響應(yīng)時間以及相對較低的 成本占據(jù)了 90%以上的市場。鈉硫電池能量和功率密度高，能量轉(zhuǎn)換效率高，是一項基于豐富材料的成熟技術(shù)，但其需要在高溫熔融環(huán)境下運行，成本高昂，根據(jù) EIA 統(tǒng)計，截至 2019 年底，有 2%的裝機(jī)容量和 4%的能量容量使用了鈉硫電池儲能。液流電池是一項新興技術(shù)，循環(huán)次數(shù)多，轉(zhuǎn) 換效率高，但能量密度低。2016 年，Avista Utilities 在華盛頓州安裝了第一個大型液流電池儲能系統(tǒng)，截至 2019 年，大型儲能系統(tǒng)中約 1%使用了液流電池。
光儲共建將是未來儲能發(fā)展的增長點。根據(jù) EIA 統(tǒng)計，截至 2020 年底的累計裝機(jī)容量中，62%的 電化學(xué)儲能是獨立運行的，38%是與其他發(fā)電廠共建，其中 30%是與風(fēng)電、光伏電廠共建，8%是 與化石燃料電廠共建。未來光儲共建將是新增長點，EIA 根據(jù)在 2021-2023 期間計劃安裝的儲能 形式，預(yù)測美國將安裝超過 10GW 的大型儲能系統(tǒng)，并將新能源+儲能的比例從 30%提升到 60%。
目前美國用戶側(cè)儲能的滲透率較低，由于獨立住宅數(shù)量大，市場遠(yuǎn)未飽和，且用戶側(cè)儲能自發(fā)自用， 經(jīng)濟(jì)性強，用電可靠性增加，未來市場巨大。長期來看，根據(jù) NREL 預(yù)測，2050 年美國儲能總裝 機(jī)將超過200GW，雖然目前抽水蓄能占據(jù)了九成左右的市場，未來電化學(xué)儲能是主要的增長動力， 其中當(dāng)前新增裝機(jī)以 2h 和 4h 儲能系統(tǒng)為主，未來逐漸向長時儲能發(fā)展，以 4h 和 6h 儲能系統(tǒng)為 主。
儲能成本會較大程度上影響未來儲能的發(fā)展。由于未來電化學(xué)儲能是主要增長動力，在預(yù)測儲能裝 機(jī)容量時，NREL 設(shè)置了基于三種不同的儲能電池成本情景。基于適度的電池成本，2050 年美國 儲能裝機(jī)可以達(dá)到 213GW，是當(dāng)下裝機(jī)容量的近十倍。而在低電池成本的情境下可以達(dá)到超 380GW，高電池成本下達(dá)到 132GW。不同的成本下，到 2050 年可以相差近 250GW，可見電池 成本會影響未來儲能的發(fā)展方向。
2 發(fā)展動力：政策支撐疊加市場化成熟，加速行業(yè)發(fā)展
原因 1：美國大力支持儲能行業(yè)的發(fā)展，ITC 激勵效果明顯。
聯(lián)邦政府于 2006 年提出 ITC（聯(lián)邦 投資稅收抵免）政策，鼓勵用戶安裝可再生能源發(fā)電系統(tǒng)，可以進(jìn)行一定的稅收抵免，目前 ITC 政 策已經(jīng)推廣至新能源與儲能的混合項目，最高可以抵減 30%的前期投資額，推動了新能源配置儲能。2008年聯(lián)邦為儲能進(jìn)入電能批發(fā)市場提供制度保障，2013年提出輸電網(wǎng)運營商可以選擇從第三方直接購買輔助服務(wù)以及電儲能提供輔助服務(wù)的結(jié)算機(jī)制。2018 年 FERC 發(fā)布 841 號法案，要 求系統(tǒng)運行商消除儲能參與容量、能源和輔助服務(wù)市場的障礙，使得儲能可以以市場競爭的方式參與電力市場。
2020年，美國國家能源部正式推出儲能大挑戰(zhàn)路線圖，這是能源部針對儲能的首個 綜合性戰(zhàn)略，要求到2030年建立并維持美國在儲能利用和出口方面的全球領(lǐng)導(dǎo)地位，建立起彈性、 靈活、經(jīng)濟(jì)、安全的能源系統(tǒng)。2021 年 9 月 4 日，美國能源部公布“長時儲能攻關(guān)”計劃（Long Duration Storage Shot），宣布爭取在 10 年內(nèi)將儲能時長超過 10 小時的系統(tǒng)成本降低 90%以上， 美國能源部預(yù)算中將為儲能大挑戰(zhàn)計劃資助 116 億美元用于解決技術(shù)障礙。
各州也陸續(xù)設(shè)立了相應(yīng)的儲能目標(biāo)，推動儲能項目切實落地。加州早在 2013 年就要求 IOU 到 2020 年采購 1325MW 儲能，并于 2024 年前運營。馬薩諸塞州要求 2025 年完成儲能目標(biāo) 1000MWh， 新澤西州到 2030 年儲能預(yù)計達(dá)到 2000MWh，弗吉尼亞州到 2035 年達(dá)到 3100MW。
原因 2：儲能市場化機(jī)制成熟，經(jīng)濟(jì)性快速提高。
美國加快推進(jìn)儲能的市場化進(jìn)程，及時獲得相應(yīng) 收益，目前已經(jīng)有了較為完善的市場機(jī)制。美國成熟的電力市場體系為儲能參與市場競爭獲得經(jīng)濟(jì)性創(chuàng)造了良好的條件。
美國電力體系的市場化成熟，形成了由聯(lián)邦層面的 FERC（美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會）和 NERC （北美可靠電力公司）以及州層面的 PUC（公用事業(yè)委員會）監(jiān)管的市場體系。美國的電力系統(tǒng)被劃分為東部網(wǎng)(Eastern Interconnection)、西部網(wǎng)(Western Interconnection)和德 州網(wǎng)(Electric Reliability Council of Texas, ERCOT)三大區(qū)域電網(wǎng)。在電網(wǎng)內(nèi)劃分為多個區(qū) 域市場。市場主體是 RTO(區(qū)域傳輸組織)或 ISO（獨立系統(tǒng)運營方）。
RTO 負(fù)責(zé)組織電力 市場內(nèi)的電能買賣；ISO 負(fù)責(zé)管理最終市場，組織平衡發(fā)電與用電負(fù)荷的實時市場。電力的發(fā)、輸、配、售由市場內(nèi)獨立或一體化的公司承擔(dān)。發(fā)電企業(yè)負(fù)責(zé)生產(chǎn)和出售電能，同時提供電力輔助服務(wù)。輸電公司擁有輸電資產(chǎn)，在 ISO 的調(diào)度下運行輸電設(shè)備，配電公司 負(fù)責(zé)運營配電網(wǎng)絡(luò)。在用戶端，大用戶可以通過批發(fā)市場與發(fā)電企業(yè)直接通過競價購電， 有的大用戶可以作為負(fù)荷調(diào)節(jié)資源參與輔助服務(wù)，有些大用戶也可以通過售電公司零售購 買電力。不愿意或者不能參加批發(fā)市場買賣的小用戶可以通過售電公司零售商購買所需的 電力資源。
美國儲能應(yīng)用場景包括表前（Front of the Meter，F(xiàn)TM）和表后（Behind the Meter，BTM）， 對應(yīng)于國內(nèi)應(yīng)用場景的劃分，表前通常指電網(wǎng)側(cè)和發(fā)電側(cè)，表后指用戶側(cè)，包括家庭和工商業(yè)。目 前美國表前側(cè)儲能市場分屬于不同的區(qū)域電力市場，目前較大的為PJM市場、CAISO市場、ERCOT 市場等，儲能的市場供給參與方包括 IPP（獨立發(fā)電商）、IOU（投資者擁有的公用事業(yè)端）等。 根據(jù) EIA 統(tǒng)計，截至 2019 年，IPP 擁有美國大型電化學(xué)儲能現(xiàn)有功率容量的 56%，IOU 擁有 20%， 而針對能量市場，IPP 擁有 38%，IOU 擁有 36%。
其中，PJM 市場主打功率市場，IPP 在 PJM 市 場中擁有主導(dǎo)地位；CAISO 市場主打能量市場，IOU 在 CAISO 市場里有面向能源的主導(dǎo)地位。儲 能在表前市場應(yīng)用有調(diào)頻、備用、黑啟動等，其中調(diào)頻和備用實行實時市場調(diào)度、需求響應(yīng)系統(tǒng)配 置，黑啟動實行簽訂協(xié)議獲得收益。表后市場由于 ITC 政策、SGIP 等政策，用戶可以獲得一定數(shù) 目的成本補貼，疊加峰谷套利等，具備良好的經(jīng)濟(jì)性。以下我們會對表前和表后市場儲能的經(jīng)濟(jì)性 和市場空間進(jìn)行分析。
3 美國儲能應(yīng)用場景分為表前和表后兩大類
根據(jù)儲能時長，可以分為短期、中期和長期儲能。抽水蓄能、壓縮空氣儲能、儲熱蓄冷、各類容量 型電池等儲能時長大于 4h，屬于長期儲能，可用于電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻、備用容量等。短期、中期儲能， 如鉛酸電池、部分鋰電池、電磁儲能，儲能時長在 2h 以下，可用于調(diào)峰調(diào)頻、平滑出力、緊急備 用等。
根據(jù)儲能的應(yīng)用場景，通常將美國儲能市場分為電表前（包括發(fā)電和電網(wǎng)），與電表后（包括家用 和工商業(yè)）。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計，2020 年美國公用事業(yè)端安裝了大量的儲能，新增裝機(jī) 852MW， 同比增長 297%，占當(dāng)年新增 80%，是過去一年的主要增長動力；戶用儲能則是去年的第二大市 場，新增裝機(jī) 154MW，同比增長 63%，占當(dāng)年新增 15%；工商業(yè)儲能新增裝機(jī) 55MW，同比下 降 24%，占當(dāng)年新增 5%。
表前市場主要用于調(diào)峰、調(diào)頻等電力輔助服務(wù)和發(fā)電側(cè)能量存儲
表前市場主要應(yīng)用有調(diào)峰、調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、備用電源、存儲過剩的可再生能源發(fā)電、平滑可再生 能源出力、負(fù)載管理等。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計，2020 年美國新增儲能主要來自于表前市場，裝機(jī)占比 高達(dá) 80%。新增電化學(xué)儲能中表前市場裝機(jī)量 852MW，同比增加 297%。不同區(qū)域也對應(yīng)著不同 的儲能需求，PJM 市場的大型儲能系統(tǒng)主要用于電網(wǎng)調(diào)頻；加州則用于電網(wǎng)調(diào)峰、負(fù)載管理等； MISO 的儲能系統(tǒng)主要針對于調(diào)峰調(diào)頻；阿拉斯加、夏威夷等地因其本身電網(wǎng)系統(tǒng)較為獨立，儲能 系統(tǒng)的作用更加多樣化，致力于提高電網(wǎng)的可靠性。根據(jù) EIA 統(tǒng)計，2019 年度美國儲能累計中級 中 73%的能量容量用于調(diào)頻。
成本下降，收益方式多樣，助力電表前儲能快速發(fā)展
表前市場儲能的經(jīng)濟(jì)性提高依賴于儲能系統(tǒng)成本的降低。目前成本較低的方式為抽水蓄能和鋰電 池儲能。根據(jù) BNEF，2020 年全球儲能電站的成本為$300/kWh，對比 2018 年的$360/kWh 已經(jīng) 有了明顯的下降，電池技術(shù)下降至 2009 年度的十分之一。2020 年 12 月，美國能源部首次發(fā)布 《能源大挑戰(zhàn)路線圖》（ESGC），提出了一些關(guān)于價格的未來發(fā)展目標(biāo)，計劃到 2030 年將儲能 平準(zhǔn)化成本降至$0.03-0.05/kWh，將儲能系統(tǒng)成本降至$200 /kWh。
美國表前儲能市場收益方式主要有能量市場、電力輔助服務(wù)、峰谷套利和輸配電價。1）儲能參與 能量市場，通過日前和實時市場競價，獲得出清收益。2）儲能參與電力輔助服務(wù)，主要市場化運 營調(diào)頻、備用、黑啟動等，其中調(diào)頻和備用可以通過日前市場和實時市場進(jìn)行競價，最終根據(jù)實際 出清價格獲得收益，黑啟動主要通過簽訂長期協(xié)議。3）峰谷套利：目前美國峰谷價差較大，在 0.1- 0.2 美元/kWh 之間，且有著逐年拉大的趨勢，儲能項目可以通過在谷電價時充電，峰電價時放電獲取收益。4）另外與國內(nèi)市場不同的是，美國大多大型電力公司均為發(fā)輸配售一體化，部分儲能 成本可以通過輸配電價傳送到用戶端。市場將電量與調(diào)頻、備用聯(lián)合出清，終端需按照輔助服務(wù)負(fù) 荷占總負(fù)荷的比例購買相應(yīng)服務(wù)，將電力現(xiàn)貨與輔助市場聯(lián)系起來，將成本傳遞到用戶端，可以獲 得輸配電價、輔助服務(wù)、備用的收益。
加州定義三個儲能資源模型準(zhǔn)入市場：代理需求響應(yīng)資源（PDR）、分布式能源（DER）和非發(fā)電 資源（NGR），主要以 NGR 模式參與。加州是美國一個較為成熟的電力市場，它是美國儲能能量 規(guī)模最大的州，占到已投運項目 44%的能量規(guī)模和 18%的功率規(guī)模。加州儲能以提供能量服務(wù)為 主，應(yīng)用領(lǐng)域多樣化。CAISO 儲能項目的平均功率規(guī)模為 5MW，平均儲能充放電時長為 4 小時。 目前加州 62%的儲能裝機(jī)規(guī)模是由 SCE 和 SDG&E 等公共事業(yè)公司采購和應(yīng)用的，主要解決儲氣 庫泄漏帶來的供電穩(wěn)定性問題，滿足 CPUC 發(fā)電資源至少提供 4 小時備用容量的要求。
不同的儲能系統(tǒng)可以根據(jù)自身的容量、儲能市場、功能特性等選擇特定的模式。DER 模式為小型 儲能系統(tǒng)通過聚合的形式形成一個虛擬節(jié)點，參與電力市場，但由于涉及輸配電，且每個系統(tǒng)都需 要配置監(jiān)控與遙測設(shè)備，導(dǎo)致成本較高，占比較少。目前加州主要采用 NGR 模式，是儲能主要的 收益來源，定義為“具有連續(xù)運行區(qū)間，既可以發(fā)電又可以耗電的資源”。為促進(jìn)儲能在電力市場 的靈活使用，加州制定了專門的調(diào)頻能量管理方案(REM)，允許儲能資源參與雙邊容量市場，電能 量市場和輔助服務(wù)市場。PDR 模式以需求側(cè)為主，根據(jù)價格信號調(diào)整出力，主要應(yīng)用于能量市場 和備用市場。
據(jù)測算，目前美國市場光伏+儲能項目，利用儲能參與調(diào)頻服務(wù)，項目 IRR 超過 5%，具有經(jīng)濟(jì)性。 根據(jù) DOE 的數(shù)據(jù)，發(fā)電側(cè)光儲系統(tǒng) 100MW 光伏配備 60MW/4h 儲能系統(tǒng)投資成本為 18600 萬美 元，約 70%為設(shè)備費用，其中 ITC 政策可以補貼設(shè)備部分的 26%。工作年限 20 年，光伏首年發(fā) 電量約 20 萬 MWh，首年利用小時數(shù)為 2000h，光伏組件衰減系數(shù) 0.01，儲能年衰減系數(shù)為 0.01。 光伏多發(fā)電量存儲與儲能系統(tǒng)中，儲能系統(tǒng)參與調(diào)頻市場獲得收益，光伏發(fā)電通過電力市場批發(fā)價 格獲得收益。
其中，調(diào)頻收益分為容量收益和調(diào)頻里程收益，電力價格采用平均電力批發(fā)價格。維 護(hù)費用按照前十年每年 1%，后十年每年 2%。20 年后殘值率為 5%。電站配備 5 名員工，年平均 工資 10 萬美元，每年提高 5%。通過經(jīng)濟(jì)性測算得，項目 IRR 為 4.8%，投資回收期 12.37 年。即 使在無補貼的情況下，當(dāng)成本下降幅度超過 20%時，IRR 超過 5%。隨著未來光儲電站的持續(xù)降 本，經(jīng)濟(jì)性會得到進(jìn)一步的提高。
表前市場空間預(yù)計 2025 年達(dá)到 25.3GWh
表前市場增長來自新能源+儲能和獨立儲能電站參與電力輔助服務(wù)。在新能源發(fā)電配置儲能的市場， 考慮到光伏發(fā)電的波動性為日內(nèi)波動，風(fēng)電波動多為季節(jié)性波動，光伏配置短時儲能的適配度更高， 對光伏+儲能和風(fēng)電+儲能按照不同的配置比例預(yù)測。我們按照光伏配儲能當(dāng)期配比 8%儲能時長 2 小時，遠(yuǎn)期配比 20%儲能時長 3.5 小時來估算，風(fēng)電配儲能按照配比 3%儲能市場 2 小時，遠(yuǎn)期配 比 15%儲能市場 3.5 小時估算。我們預(yù)測，美國 2025 年新能源發(fā)電配套儲能電站新增裝機(jī)容量為 19.3GWh，其中光伏配套 12.61GWh，風(fēng)電配套 6.7GWh。
對于獨立儲能電站，主要參與電力輔助服務(wù)市場，提供調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等服務(wù)。根據(jù)最大用電 負(fù)荷推測電力市場的調(diào)頻容量需求，儲能在調(diào)頻市場的滲透率由 2%提升至 20%，預(yù)計 2025 年調(diào) 頻儲能新增容量 0.7GWh。根據(jù)日發(fā)電量推測電力市場的調(diào)峰容量需求，預(yù)計 2025 年調(diào)峰儲能新 增容量 5.3GWh。
表后市場安裝于家庭和工商業(yè)用戶側(cè)，發(fā)展迅速
表后市場對應(yīng)于安裝在戶用和工商業(yè)的儲能容量。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計，電化學(xué)儲能中，2020 年表后 市場新增 209MW，其中新增戶用裝機(jī) 154MW，同比增加 63%，裝機(jī)占比 15%；工商業(yè) 2020 年 新增裝機(jī) 55MW，同比降低 24%，裝機(jī)占比 5%。美國工商業(yè)電價低于居民電價，表后市場由戶用 和工商業(yè)儲能共同組成，其中工業(yè)儲能較少。目前來看，表后儲能基本與光伏發(fā)電捆綁安裝，白天 陽光充足，可以自發(fā)自用，多余的電量可以儲存下來夜晚使用。另外，峰谷套利，即谷電價充電， 峰電價放電模式，也降低了綜合用電成本。
美國表后市場戶用和商業(yè)市場較大，加州外以戶用為主。目前最大的表后市場位于加州，根據(jù) EIA 統(tǒng)計，截至 2019 年加州累計裝機(jī)容量 326MW，占據(jù)全美裝機(jī)容量的 86%，其中 40%用于商業(yè) 區(qū)域，32%用于住宅區(qū)域，14%用于工業(yè)區(qū)域。2019 年夏威夷 22MW，其中 18MW 用于住宅區(qū) 域，4MW 用于商業(yè)區(qū)域，德克薩斯 5MW，其中 4.6MW 用于住宅區(qū)，亞利桑那州 5MW，其中 4.6MW 用于住宅區(qū)。
用電可靠性需求和經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動表后市場發(fā)展
電網(wǎng)不穩(wěn)定和經(jīng)濟(jì)性利好造就了表后市場的快速發(fā)展。一方面得益于美國稅收政策的激勵，安裝儲 能能夠獲得一定數(shù)額的稅收抵免，降低了儲能的投資成本，同時儲能本身成本的降低、峰谷價差的逐漸拉大、光儲系統(tǒng)自發(fā)自用等，都大大提高了安裝儲能的經(jīng)濟(jì)性。另外，由于美國電網(wǎng)系統(tǒng)相對 獨立，不能跨區(qū)進(jìn)行大規(guī)模調(diào)度，且超過 70%的部分已經(jīng)建成 25 年以上，系統(tǒng)老化明顯，出現(xiàn)了 供電不穩(wěn)定、高峰輸電阻塞、難以抵抗極端天氣等問題，疊加 2021 年疫情和暴風(fēng)雪疊加造成的德 州大面積長時間停電的影響，居民提升用電可靠性的需求大幅提高，戶用儲能需求也隨之大幅提升。
家庭安裝光儲系統(tǒng)可以獲得明顯的經(jīng)濟(jì)收益。根據(jù)伯克利實驗室的統(tǒng)計，截至 2020 年表后側(cè)安裝 儲能容量約為 1000MW，其中 550MW 與太陽能光伏配對。目前絕大多數(shù)戶用儲能與光伏配對 （80%），非住宅儲能只有 40%與光伏共建。美國戶用光儲共建比例最高的是夏威夷州，其次是 加州。電化學(xué)儲能系統(tǒng)的成本逐年下降，目前光儲系統(tǒng)的成本在$5/W，聯(lián)邦范圍內(nèi)安裝光儲系統(tǒng) 可以獲得 ITC 稅收減免 30%，亞利桑那州、加州等提供額外的光儲系統(tǒng)退稅，用戶可以通過峰谷 套利、自發(fā)自用等方式節(jié)省用電費用。光儲系統(tǒng)使用 5-10 年之后可以回收部分成本。綜合計算后 系統(tǒng)可以獲得$500-1000/kWh 的經(jīng)濟(jì)收益。
根據(jù) BNEF 統(tǒng)計，戶用儲能系統(tǒng)費用在$684/kWh 左右，美國目前最常用的為 13.5kWh，假設(shè)安 裝一套戶用儲能 7kW 時長為 2h 的系統(tǒng)。根據(jù) SEIA，戶用光伏系統(tǒng)硬件和安裝費用$2930/kW， 一套戶用 4kW 的光伏系統(tǒng)價格為$11720。對于一個加州典型家庭，假設(shè)安裝光儲系統(tǒng) ITC 補貼26%，SGIP 補貼$200/kWh，SASH（單戶家庭可負(fù)擔(dān)的太陽能計劃）補貼$2000。根據(jù) EIA 統(tǒng)計， 美國 2020 年人均每月用電量約為 369kWh。一家四口年用電量為 17712kWh。
根據(jù) Alectra Utilities 提供的電力分時價格計劃，采用峰谷平電價，見下表。每日早 11:00 至下午 5:00 為用電高峰期，電價$0.17/kWh，晚 7:00 至次日早 7:0 為谷電價$0.082/kWh，其余時間為平 電價。工作日每日高峰時期用電量占總用電量的 20%，平電價占 50%，谷電價占 30%。美國每年 法定節(jié)假日 12.5 天，一年周末 52 個，合計 116.5 天，工作日 248.5 天。光伏和儲能設(shè)備維護(hù)費用 按照每年 1%計算。我們選擇四個基本情景：不安裝光伏或儲能、安裝光伏、安裝儲能及安裝光儲 系統(tǒng)。
根據(jù)計算結(jié)果，十年里，四種情景下光儲系統(tǒng)的每年電費比不安裝光伏和儲能系統(tǒng)低 59%；安裝 光伏比不安裝低 38%；由于美國居民用電量高，且峰谷價差大，安裝儲能的年用電費也比不安裝 低 12%。綜合設(shè)備成本、設(shè)備維護(hù)費用及電費來看，相比于不安裝的情景，在全壽命周期內(nèi)，安裝 光儲及單獨安裝光伏都具備一定的經(jīng)濟(jì)性，單獨安裝光伏的累計成本為$23918.93，安裝光儲系統(tǒng) 的累計成本為$22422.01。使用時間超過 8 年，安裝光儲系統(tǒng)相比于其他方案跟節(jié)約成本。
即使在 2024 年 ITC 政策失效后，在當(dāng)前成本的情景下，全壽命周期內(nèi)安裝光伏或安裝光儲系統(tǒng)的 累計成本與不安裝的成本相近。但安裝光儲系統(tǒng)后，儲能可以作為備用電源提供用電保障，因此， 價值更高。
隨著未來光伏和儲能設(shè)備的降價，將會增加進(jìn)一步增加安裝設(shè)備的經(jīng)濟(jì)性。我們測算了光伏系統(tǒng)和 儲能系統(tǒng)價格下降對于光儲系統(tǒng) IRR 的影響。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，以當(dāng)前的價格為基礎(chǔ)，根據(jù) BNEF 統(tǒng)計， 目前戶用儲能系統(tǒng)費用在$684/kW 左右；根據(jù)SEIA，目前戶用光伏系統(tǒng)硬件和安裝費用$2930/kW， 當(dāng)光伏系統(tǒng)和儲能系統(tǒng)的價格下降幅度超過 10%后，家用光儲系統(tǒng) IRR 將高于 10%，具有明顯的 經(jīng)濟(jì)性。
表后市場空間預(yù)計 2025 年達(dá)到 27.5GWh
根據(jù) SEIA 統(tǒng)計，2020 年美國居民和社區(qū)光伏新增裝機(jī)共 3.1GW，2025 年達(dá)到 5.4GW。根據(jù) SEIA 的預(yù)測，戶用新增光伏裝機(jī)配置儲能的比例將由 2019 年的 3.9%提升至 2025 年的 24%。我 們預(yù)計 2025 年戶用光伏+儲能新增裝機(jī)中儲能設(shè)備新增裝機(jī)容量將達(dá)到 3.34GWh。在存量戶用光 伏裝機(jī)中儲能的滲透率也將逐漸提升，存量用戶為已安裝的戶用光伏配置儲能設(shè)備，我們預(yù)計 2025年戶用光伏+儲能存量裝機(jī)中儲能設(shè)備裝機(jī)容量將達(dá)到 7.87GWh。2025 年，預(yù)計整體戶用儲能容 量空間達(dá) 11.2GWh.
根據(jù) SEIA 預(yù)測，美國工商業(yè)用戶中新增光伏裝機(jī) 2020 年的 1.43GW 提升至 2025 年的 2.15GW。 測算得到 2025 年新增的工商業(yè)光伏配置儲能的達(dá) 2.06GWh。在存量工商業(yè)光伏裝機(jī)中，儲能滲 透率由 2%提升至 2025 年的 12%，配置儲能的容量達(dá)到 11.38GWh。另外有部分工商業(yè)用戶單獨 配置儲能，2025 年市場容量為 2.85GWh。因此，2025 年工商業(yè)用戶側(cè)新增儲能容量為 16.3GWh。
綜合以上對于市場空間的估計，我們預(yù)計未來五年美國儲能市場將會迎來快速擴(kuò)增階段，2025 年 美國儲能新增裝機(jī)容量需求為52.8GWh，未來五年累計新增147.7GWh，五年復(fù)合增長率37.5%。 美國市場主要增長動力來自表后應(yīng) 用的高速增長，家庭用戶 2025 年在全部新增裝機(jī)容量中占比 21.2%，復(fù)合增長率 46.1%；工商業(yè) 用戶 2025 年在全部新增裝機(jī)容量中占比 30.9%，復(fù)合增長率 40.7%。此外，電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻需求帶來 的儲能增長雖然占比空間不大，但增速高，年均復(fù)合增長率達(dá)到 83.5%。
4 風(fēng)險提示
儲能需求不及預(yù)期。目前儲能市場增速較快，但受政策影響大，政策變化、補貼退坡等因素 將影響儲能需求。
儲能技術(shù)迭代不及預(yù)期。目前儲能技術(shù)路線多樣，以鋰電池儲能為主，需要關(guān)注技術(shù)發(fā)展趨 勢，如鈉離子電池、固態(tài)電池等的發(fā)展，對行業(yè)格局有潛在影響。
成本下降不及預(yù)期。儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性依賴于成本進(jìn)一步降低，若成本下降不及預(yù)期，可能 影響下游對配置儲能的接受度，影響市場空間。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。）
精選報告來源：【未來智庫官網(wǎng)】。
