美國儲能“大爆發”：表前市場規模年均復合增長37%

儲 音

天風證券8月11日發布行業報告《儲能系列深度4：表前市場高增，開啟美國儲能新篇章》，預測2021年美國儲能市場規模達46.5億美元，2026年將達85.3億美元，其中表前市場規模將從2020年的11億美元快速增長至2025年的53億美元，CAGR達37%。2020年新增電池儲能0.5GW，預計2021年美國大型電站的電池儲能裝機規模在4GW，且后續幾年均有大量項目儲備待建。

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

美國電網基礎弱+無法全國調度=主要依賴電力輔助服務完成消納。美國電力系統較為復雜，一半的地區為發輸配售電一體化的模式，另外一半經過改革形成了三大層級：第一層級負責監管與規則制定的FERC和SPUC；第二層級負責各地區電力市場交易和建設規劃審核的7大獨立電網運營商；第三層級負責發電廠建設與運營的獨立發電廠（IPP）與電力公司等。聯邦目前無法實現全國各地之間的調度，新能源消納問題需要各地自行解決。

2018年起允許電池儲能系統參與電力批發和輔助服務市場競爭，盈利模式確立。隨著新能源裝機的增長對儲能等調峰需求也快速增長。大型電池儲能系統具有了清晰的盈利模式，即PPA或電力輔助服務，分別對應發電側和電網側，此后電池儲能裝機正式進入高增期。

電網側主要用于電力輔助服務，儲能成本、效果均優于當前主流的天然氣。電網側儲能作用主要是三方面：減少對傳輸線、變電站和變壓器的壓力，減輕阻塞和擴容壓力；延緩電網擴容升級；能量轉移，平整負載峰值。其中最常見的作用是調峰、調頻。從經濟性層面看，假設光儲電站為100MW、每天進行一次充放電，則儲能系統的LCOS（儲能度電成本，單位發電量所對應的儲能投資成本）為114$/MWh，2020年光伏的LCOE為28.8$/MWh，因此光儲調峰成本為143$/MWh，低于天然氣調峰的175$/MWh，因此電池儲能已經好于當前主流的天然氣；從服務效果看，電池儲能用于電力輔助服務的效果大幅優于天然氣，主要是電池儲能響應速度快、達到秒級，且隨時可充電或放電，不受燃料供應、機械慣性的影響，并可將電池包靈活布置，安裝周期短。

發電側主要用于PPA，儲能功率配比在50%以內時具備經濟性。發電側儲能作用主要是兩方面：消除新能源棄電損失；實現能量時移（正午的光伏電存起來到晚上用）甚至季度調配。由于美國多數地區的棄光率較低，因此僅靠消除棄電損失帶來的收益率較低，利用儲能把光伏電站變成可持續向用電方出售綠電的PPA（用電方和供電方簽署長期購電協議，事先制定電價，供電方要滿足用電方的實時電力需求）模式更具優勢。假設每天“一充一放”，電池儲能系統的LCOS為83$/MWh。按不同功率配比進行測算，可知當儲能功率配比控制在50%以內時，光儲電站相較天然氣發電具有相對優勢。

當前光儲PPA的儲能功率配比多在50%以內，后續可通過多能互補降低儲能配比。美國多數新能源+儲能項目的儲能功率配比在20～50%，相較燃氣發電具有較強經濟性。隨著未來新能源發電量占比的進一步提升儲能功率配比勢必要增加，因此中期看多能互補將成為趨勢，即通過增加風電、火電等其他類型發電廠來解決光伏晚上完全沒電完全依賴儲能的問題，降低儲能配比。而要實現光儲電站對火電的全面替代，則需要光伏與儲能成本進一步降低。

美國發電側儲能裝機與棄光率關系不大，主要是電力自由交易制度下的經濟性考量，更多是業主出于項目所在地儲能安裝經濟性的自發選擇，經濟性的來源則是ITC政策（初始投資成本降低20～30%）與電力的自由交易制度。