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美國：降本+政策驅(qū)動，表前市場爆發(fā)增長

概況：裝機指數(shù)級增長顯現(xiàn)。

根據(jù) Wood Mackenzie 統(tǒng)計，2020 年美國部署 了 1.46GW/3.12GWh 的儲能系統(tǒng)， 其 中 電 化 學(xué) 儲 能 新 增1.1GW/2.6GWh， 2020 年末，美國電化學(xué)儲能裝機達 3.5Gwh，我們預(yù)計2021 年末裝機容量將達 12Gwh，2022 年累計容量有望繼續(xù)翻倍。表前市場：2020 年迎來爆發(fā)增長。儲能在美國表前市場主要應(yīng)用于調(diào)峰、調(diào)頻、輔助服務(wù)等，與中國“電源側(cè)+電網(wǎng)側(cè)”的效用相當(dāng)。根據(jù) WoodMackenzie 數(shù)據(jù)，2020 年美國表前市場裝機容量增速達 464%，表前存量裝機達 25Gwh 以上。表后市場：表后市場主要場景包括戶用儲能和工商業(yè)儲能。

驅(qū)動因素：美國儲能表前市場高速發(fā)展的核心驅(qū)動來自成本下降。成本下降以外的推動因素包括 1）主體地位明確：政策賦予儲能明確市場地位，輔助服務(wù)市場發(fā)展快速；2）補貼促進新建：補貼推動儲能發(fā)展，補貼收益在項目初期占比可達 50%，伴隨稅費減免等非直接補貼，拉動效應(yīng)顯著；3）市場機制成熟：成熟的現(xiàn)貨市場為合理化的費用傳導(dǎo)機制奠基，推動行業(yè)長期穩(wěn)定發(fā)展。成本驅(qū)動：電池成本逐漸下降，申報項目裝機開始在 2021 年放量。美國開發(fā)商從項目開發(fā)到并網(wǎng)的周期一般在 2 年或更久，根據(jù) EIA 數(shù)據(jù)，2019年來，電化學(xué)儲能成本為 590$/kwh，較 2015 年下降了 72%。2019 年，業(yè)內(nèi)對電池成本繼續(xù)下降有樂觀預(yù)期，申報項目眾多，項目并網(wǎng)期在 2021年，導(dǎo)致美國裝機量在 2021 年開始驟增。從地域看，主要的裝機增量在加州和德州。

明確儲能定位：美國 841 法令明確儲能可以參與 RTO（區(qū)域輸電組織）與ISO（區(qū)域性獨立系統(tǒng)運營商）運營的所有電力市場，841 法令兩大核心變革：1、賦予儲能和其他主體一樣的市場地位：允許儲能參與能量、容量、輔助服務(wù)等全體系市場，并允許儲能在市場上申報投標(biāo)購電或售電，且其充放電能按照節(jié)點電價結(jié)算。2、降低準入門檻：將儲能的準入門檻從1MW 降低至 100KW，增加市場主體數(shù)量，實現(xiàn)更大范圍內(nèi)更優(yōu)的資源配臵；明確儲能的荷電約束狀態(tài)，保證儲能不同時充放電，并考慮儲能的能量優(yōu)先性核定其容量價值。

精細化補貼促進項目新建：根據(jù) EIA 數(shù)據(jù)，全美 80%以上儲能裝機容量位于加州，加州 2001 年開始啟動自發(fā)電激勵計劃（SGIP），主要鼓勵用戶側(cè)分布式發(fā)電。SGIP 經(jīng)歷五輪補貼發(fā)放標(biāo)準，最新法案將 SGIP 計劃延長至2026 年。SGIP 計劃的先進性在于幾個方面：1）分階段補貼，避免“后補貼”影響積極性；2）不限制補貼的技術(shù)類型，僅規(guī)定技術(shù)指標(biāo)要求，確保技術(shù)成熟且項目穩(wěn)定；3）非一次性支付，建設(shè)完成給與 50%補貼，其余補貼按每年運行效果進行支付；4）補貼設(shè)上限，避免以巨額補貼為目的建設(shè)儲能項目。

ITC 激勵延長，股權(quán)投資加速。2021 年，聯(lián)邦發(fā)布基建計劃，至 2035 年實現(xiàn)無碳電力。且 ITC 政策（儲能投資稅、生產(chǎn)稅抵免）延長十年至 2031年底。美國儲能領(lǐng)域的股權(quán)投資加速，2020 年來發(fā)生多筆 1 億美元以上的股權(quán)投資，資本加速推動能源轉(zhuǎn)型。

兩大市場：德州以獨立電站為主，加州規(guī)模將是最大。德州：是美國存量儲能裝機最大的州。目前德州大部分的儲能是獨立儲能電站形式，選址大部分選在廢棄天然氣電廠，可使用存在的接入點并網(wǎng)。德州沒有容量電力市場，其電力需求和供給比例是 1:1，沒有備份。根據(jù)德州電力可靠性委員會數(shù)據(jù)，風(fēng)電已占德州發(fā)電量的 23%。德州電力系統(tǒng)不穩(wěn)定性、價格波動較高，其儲能市場屬于快速儲能市場，即儲能電池用量的倍率較高。安裝儲能系統(tǒng)后，電網(wǎng)趨近于穩(wěn)定，使儲能的系統(tǒng)收益會有所下降。德州目前主要的儲能項目較小，單個項目一般在 100Mwh 及以下。從商業(yè)模式看，德州儲能收益主要來自電價交易套利，其收益率較高，但波動性同樣較大。

加州：將是美國最大的儲能市場。加州鼓勵“光伏+儲能”的模式，可以解決加州電力緊張，并鼓勵 4-8 小時的長時儲能項目。從商業(yè)模式看，加州的儲能主要是與電網(wǎng)交易的模式，可以與電網(wǎng)簽署兩種合同，即 PPA（固定儲能上網(wǎng)電價）和租賃合同（電網(wǎng)租用儲能）。大投資商樂于投資于規(guī)模大，收益穩(wěn)定的儲能項目。加州的光伏在快速增長，會拉動儲能的裝機容量，因此，我們認為未來美國主要的儲能增長來自于光伏配儲。

英國：制度催化效果顯著，戶用市場快速增長

英國儲能市場以獨立儲能為主，且戶用儲能居多，快速發(fā)展原因是英國電價上漲幅度較快。2015 年之前，英國在政策環(huán)境、監(jiān)管環(huán)境均處于嚴管狀態(tài)；2016 年 11 月，英國國家能源監(jiān)管機構(gòu) Ofgem、商業(yè)能源與產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略部 BEIS 聯(lián)合發(fā)布戰(zhàn)略報告，提出消除儲能和需求響應(yīng)的發(fā)展障礙、通過價格信號提高電力系統(tǒng)靈活性、催化電力市場商業(yè)模式創(chuàng)新等目標(biāo)。

我們認為，英國儲能發(fā)展的借鑒意義在于；1）明確儲能資產(chǎn)類別，減少準入障礙；2）電力現(xiàn)貨市場領(lǐng)先，保障了儲能的套利交易；3）多類型的輔助服務(wù)品種，順利銜接可再生能源比例的增加；4）允許儲能參與各細分市場并疊加效益，靈活交易保證收益水平。

英國政策改革：

1）取消 50MW 規(guī)模限制，大型儲能項目逐漸開展。舊制度中，50MW 以上的發(fā)電項目需要申請牌照，使得大部分儲能項目規(guī)模設(shè)定為 49MW，限制了對儲能的投資意愿。因獲取牌照后，項目必須加入國家重大基礎(chǔ)設(shè)施項目（NSIP）范疇，體系不一定完全適用于儲能項目，但合規(guī)及運營成本增加顯著。2020年，英國取消單個儲能項目的功率上限，在規(guī)模限制取消后，可再生能源開發(fā)商成為規(guī)劃和部署更大規(guī)模儲能項目的主力軍；負荷聚合商通過聚合分布式儲能資源參與輔助服務(wù)、平衡機制等市場，也開始逐漸嶄露頭角。大型項目如Inter Gen 公司在泰晤士河口的 320MW/640MWh 鋰離子儲能系統(tǒng)、Pivot Power 公司與瓦錫蘭集團聯(lián)合部署的 100MW 電池儲能系統(tǒng)陸續(xù)開始規(guī)劃。2）電力法提高儲能定位。2017 年，英國修訂電力法，明確儲能的許可證和規(guī)劃制度，將儲能的定義從單純的發(fā)電資產(chǎn)豐富至電力系統(tǒng)的組成部分。

3）取消雙重收費。改革前，儲能會被征收雙重費用，即“系統(tǒng)使用費”和“平衡服務(wù)系統(tǒng)使用費”。2020 年，雙重收費制度修改，儲能設(shè)施只支付發(fā)電端的費用。

4）與可再生能源共享站址。2017 年后，英國國網(wǎng)明確了儲能可以安裝及不能安裝的位臵，并確保只有可再生能源才能得到補貼獎勵，減少了可再生能源與儲能共享站址項目的開發(fā)障礙。

5）優(yōu)化調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則。2015 年，英國國開始采用增強型調(diào)頻服務(wù)（EFR），即 1 秒內(nèi)實現(xiàn) 100%頻率偏差的有功功率輸出，目前 200MW 的 EFR 需求均為儲能提供。2019 年英國經(jīng)歷了大停電事故，已經(jīng)推出了動態(tài)遏制調(diào)頻（DC），預(yù)計未來市場規(guī)模將超過 1GW。

收益來源：英國電力市場自由化程度高，來源廣泛。儲能收益來源廣泛，超過 10 種。調(diào)頻服務(wù)價值最高，對系統(tǒng)要求也最高，但市場總需求量較??；能量套利市場受競爭影響小，隨著未來風(fēng)電比例提升，電價差增加會利好價格套利。

原標(biāo)題：美國與英國儲能發(fā)展之借鑒