美国储能“大爆发”：表前市场规模年均复合增长37%

储 音

天风证券8月11日发布行业报告《储能系列深度4：表前市场高增，开启美国储能新篇章》，预测2021年美国储能市场规模达46.5亿美元，2026年将达85.3亿美元，其中表前市场规模将从2020年的11亿美元快速增长至2025年的53亿美元，CAGR达37%。2020年新增电池储能0.5GW，预计2021年美国大型电站的电池储能装机规模在4GW，且后续几年均有大量项目储备待建。

美国储能高速发展主要与新能源（尤其是光伏）发电渗透率，政策是否提供了合理的盈利模式，电池储能的成本相关。近年来美国储能系统成本持续下降，政策支持力度不断加大以及其联邦和和各州政府的监管改革共同将美国储能行业推入了“快车道”。上述报告中认为美国储能高速发展原因如下：

美国电网基础弱+无法全国调度=主要依赖电力辅助服务完成消纳。美国电力系统较为复杂，一半的地区为发输配售电一体化的模式，另外一半经过改革形成了三大层级：第一层级负责监管与规则制定的FERC和SPUC；第二层级负责各地区电力市场交易和建设规划审核的7大独立电网运营商；第三层级负责发电厂建设与运营的独立发电厂（IPP）与电力公司等。联邦目前无法实现全国各地之间的调度，新能源消纳问题需要各地自行解决。

2018年起允许电池储能系统参与电力批发和辅助服务市场竞争，盈利模式确立。随着新能源装机的增长对储能等调峰需求也快速增长。大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式，即PPA或电力辅助服务，分别对应发电侧和电网侧，此后电池储能装机正式进入高增期。

电网侧主要用于电力辅助服务，储能成本、效果均优于当前主流的天然气。电网侧储能作用主要是三方面：减少对传输线、变电站和变压器的压力，减轻阻塞和扩容压力；延缓电网扩容升级；能量转移，平整负载峰值。其中最常见的作用是调峰、调频。从经济性层面看，假设光储电站为100MW、每天进行一次充放电，则储能系统的LCOS（储能度电成本，单位发电量所对应的储能投资成本）为114$/MWh，2020年光伏的LCOE为28.8$/MWh，因此光储调峰成本为143$/MWh，低于天然气调峰的175$/MWh，因此电池储能已经好于当前主流的天然气；从服务效果看，电池储能用于电力辅助服务的效果大幅优于天然气，主要是电池储能响应速度快、达到秒级，且随时可充电或放电，不受燃料供应、机械惯性的影响，并可将电池包灵活布置，安装周期短。

发电侧主要用于PPA，储能功率配比在50%以内时具备经济性。发电侧储能作用主要是两方面：消除新能源弃电损失；实现能量时移（正午的光伏电存起来到晚上用）甚至季度调配。由于美国多数地区的弃光率较低，因此仅靠消除弃电损失带来的收益率较低，利用储能把光伏电站变成可持续向用电方出售绿电的PPA（用电方和供电方签署长期购电协议，事先制定电价，供电方要满足用电方的实时电力需求）模式更具优势。假设每天“一充一放”，电池储能系统的LCOS为83$/MWh。按不同功率配比进行测算，可知当储能功率配比控制在50%以内时，光储电站相较天然气发电具有相对优势。

当前光储PPA的储能功率配比多在50%以内，后续可通过多能互补降低储能配比。美国多数新能源+储能项目的储能功率配比在20～50%，相较燃气发电具有较强经济性。随着未来新能源发电量占比的进一步提升储能功率配比势必要增加，因此中期看多能互补将成为趋势，即通过增加风电、火电等其他类型发电厂来解决光伏晚上完全没电完全依赖储能的问题，降低储能配比。而要实现光储电站对火电的全面替代，则需要光伏与储能成本进一步降低。

美国发电侧储能装机与弃光率关系不大，主要是电力自由交易制度下的经济性考量，更多是业主出于项目所在地储能安装经济性的自发选择，经济性的来源则是ITC政策（初始投资成本降低20～30%）与电力的自由交易制度。