美国储能市场专题报告：政策驱动-商业模式成熟

美国储能市场专题报告：政策驱动_商业模式成熟

1美国储能市场：电化学储能成为增长新引擎

2050碳中和目标确立，加速可再生能源发展

美国设定2035年实现无碳发电，2050年实现碳中和的目标。美国作为当前世界第一大经济体，是一个碳排放大国。减少碳排放、加快能源转型势在必行。拜登在领导人气候峰会上宣布，到2030年将美国的温室气体排放量较2005年降低50%，到2035年通过向可再生能源过渡实现无碳发电，到2050年实现碳中和目标；并呼吁各国采取坚决行动，力争将全球平均气温较工业化前水平提高控制在1.5摄氏度内。各州政府也陆续提出100%可再生能源计划，要求在2030-2050年间，逐渐达成100%清洁能源发电。

美国可再生能源装机容量大幅提升。为达成碳中和目标，美国加速推进电气化计划，推动可再生能源成为发电主力。根据EIA统计，2020年，美国新增光伏装机12.3GW，在疫情影响下仍达到了历史最大容量增幅；新增风电装机17.1GW，可再生能源（包括风能、水电、太阳能、生物质能和地热能）产生了创纪录的8340亿kWh的电力，约占美国总发电量的21%。可再生能源有史以来首次超过核能（7900亿kWh）和煤炭（7740亿kWh）。

储能为电网安全稳定运行提供保障。随着新能源装机容量的不断增加，其本身的波动性、随机性与间歇性给电网带了极大的冲击，导致了供需不匹配、波动性大等问题，影响了电网的安全稳定运行。近年来随着光伏、风电装机的进一步增加，电网本身的调节能力远远不足。储能可以灵活应用于供电侧与用户侧，通过充放电进行调节，可以减小波动性、平滑出力、存储过量的光伏风电资源，在提高新能源发电比例的同时，维持电力系统的安全和稳定，是能源转型道路上的必经之路。

美国储能发展迅速，加州引领行业发展

美国储能装机容量快速增加，其中加州是美国最大的储能市场。根据BNEF统计，2020年全球储能市场新增规模达到5.3GW/10.7GWh。根据WoodMackenzie和ESA统计，美国2020年新增储能装机量达1.46GW/3.48GWh，功率容量占全球市场27.5%，能量容量占全球市场32.5%。美国2020年电化学储能装机新增1.1GW/2.6GWh，是储能装机主要的增长动力，同比增长207%。截至2020年底，美国累计储能装机量达到2.7GW/5.8GWh，同比增长84%，成为全球仅次于韩国的第二大储能市场。

加州是美国最大的储能市场，装机容量占全美超60%。就电化学储能而言，截至2020年12月，新增装机量前五的州占美国电化学储能功率容量的68%以上，其中加利福尼亚州的份额最大，装机量566MW/930MWh，德克萨斯州、伊利诺伊州、马萨诸塞州、夏威夷州和西弗吉尼亚周的功率容量均超过50MW。

从储能方式看，抽水蓄能仍然占据储能市场主力，未来发展主力将集中在电化学储能。根据美国能源部列示的储能项目统计，截至2020年12月，抽水蓄能占累计装机量的92%，电化学储能占比3%。电化学储能中，锂离子电池累计装机占比65.9%。抽水蓄能仍占据储能市场的主力，度电成本最低，但是它受到地理位置的约束，大多是1970年代和1980年代初安装，2000年以后装机容量极低。随着技术的快速发展，电化学储能成本降低，可靠性提高，从新增装机容量来看，电化学储能正逐渐成为发展主力。根据EIA统计，电化学储能占据了目前美国储能新增市场的90%以上，其中以锂离子电池储能为主，占据电化学储能的90%以上。

抽水蓄能累计装机占比最高，2010年后新建放缓

2020年美国抽水蓄能累计装机占比九成左右，但新建放缓。根据NREL统计，截至2020年，累计装机容量22.9GW，占美国储能市场九成左右，主要用于提供4-16小时的长时储能。抽水蓄能利用负荷低谷时的电能将水抽到高处，负荷高峰时期在利用水的势能发电，可用于调峰、调频、调相、稳定电压、事故备用等，技术最为成熟、综合效益高、装机规模最大。但它存在三个较为明显的缺点：1）建设受地理位置限制，且面临长距离输电的问题；2）电站初始投资大，高达数亿美元，与风光资源适配性差。

美国在上世纪70-80年代建设了大量抽水蓄能电站，起步很早，装机容量从1960年的0.2GW到2020年的22.9GW，复合增速8.22%。但是随着美国对抽水蓄能电站的环境监管日益严格，项目的审批和建设时间长达10年左右，不确定性高，回收周期长不被投资方看好，所以2000年以后几乎没有新电站建成。针对这个问题，华盛顿众议员凯茜·麦克莫里斯·罗杰斯和丹·纽豪斯提出一项法案，旨在进一步加快抽水蓄能电站审批进程，目前美国也在规划新的抽水蓄能项目，根据DOE统计，美国在2015-2019年间，5家开发商提交了许可证申请，FERC（联邦能源管理委员会）发放了两个许可证。

电化学储能接棒，成为新的增长动力

锂电池储能占据主要市场份额，镍基、铅酸电池早期应用较多，正逐渐被锂离子电池、钠硫电池、液流电池替代。根据Woodmac统计，2020年美国电化学储能新增装机容量1.1GW/2.6GWh，同比增长207%，累计装机容量2.7GW/5.8GWh。电化学储能主要包括镍基电池、锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。其中，镍基电池和铅酸电池较早应用于储能，但受限于其本身性能，正逐渐被替代。

根据EIA统计，锂电池因其出色的循环次数、能量密度、响应时间以及相对较低的成本占据了90%以上的市场。钠硫电池能量和功率密度高，能量转换效率高，是一项基于丰富材料的成熟技术，但其需要在高温熔融环境下运行，成本高昂，根据EIA统计，截至2019年底，有2%的装机容量和4%的能量容量使用了钠硫电池储能。液流电池是一项新兴技术，循环次数多，转换效率高，但能量密度低。2016年，AvistaUtilities在华盛顿州安装了第一个大型液流电池储能系统，截至2019年，大型储能系统中约1%使用了液流电池。

光储共建将是未来储能发展的增长点。根据EIA统计，截至2020年底的累计装机容量中，62%的电化学储能是独立运行的，38%是与其他发电厂共建，其中30%是与风电、光伏电厂共建，8%是与化石燃料电厂共建。未来光储共建将是新增长点，EIA根据在2021-2023期间计划安装的储能形式，预测美国将安装超过10GW的大型储能系统，并将新能源+储能的比例从30%提升到60%。

目前美国用户侧储能的渗透率较低，由于独立住宅数量大，市场远未饱和，且用户侧储能自发自用，经济性强，用电可靠性增加，未来市场巨大。长期来看，根据NREL预测，2050年美国储能总装机将超过200GW，虽然目前抽水蓄能占据了九成左右的市场，未来电化学储能是主要的增长动力，其中当前新增装机以2h和4h储能系统为主，未来逐渐向长时储能发展，以4h和6h储能系统为主。

储能成本会较大程度上影响未来储能的发展。由于未来电化学储能是主要增长动力，在预测储能装机容量时，NREL设置了基于三种不同的储能电池成本情景。基于适度的电池成本，2050年美国储能装机可以达到213GW，是当下装机容量的近十倍。而在低电池成本的情境下可以达到超380GW，高电池成本下达到132GW。不同的成本下，到2050年可以相差近250GW，可见电池成本会影响未来储能的发展方向。

2发展动力：政策支撑叠加市场化成熟，加速行业发展

原因1：美国大力支持储能行业的发展，ITC激励效果明显。

联邦政府于2006年提出ITC（联邦投资税收抵免）政策，鼓励用户安装可再生能源发电系统，可以进行一定的税收抵免，目前ITC政策已经推广至新能源与储能的混合项目，最高可以抵减30%的前期投资额，推动了新能源配置储能。2008年联邦为储能进入电能批发市场提供制度保障，2013年提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务以及电储能提供辅助服务的结算机制。2018年FERC发布841号法案，要求系统运行商消除储能参与容量、能源和辅助服务市场的障碍，使得储能可以以市场竞争的方式参与电力市场。

2020年，美国国家能源部正式推出储能大挑战路线图，这是能源部针对储能的首个综合性战略，要求到2030年建立并维持美国在储能利用和出口方面的全球领导地位，建立起弹性、灵活、经济、安全的能源系统。2021年9月4日，美国能源部公布“长时储能攻关”计划（LongDurationStorageShot），宣布争取在10年内将储能时长超过10小时的系统成本降低90%以上，美国能源部预算中将为储能大挑战计划资助116亿美元用于解决技术障碍。

各州也陆续设立了相应的储能目标，推动储能项目切实落地。加州早在2013年就要求IOU到2020年采购1325MW储能，并于2024年前运营。马萨诸塞州要求2025年完成储能目标1000MWh，新泽西州到2030年储能预计达到2000MWh，弗吉尼亚州到2035年达到3100MW。

原因2：储能市场化机制成熟，经济性快速提高。

美国加快推进储能的市场化进程，及时获得相应收益，目前已经有了较为完善的市场机制。美国成熟的电力市场体系为储能参与市场竞争获得经济性创造了良好的条件。

美国电力体系的市场化成熟，形成了由联邦层面的FERC（美国联邦能源监管委员会）和NERC（北美可靠电力公司）以及州层面的PUC（公用事业委员会）监管的市场体系。美国的电力系统被划分为东部网(EasternInterconnection)、西部网(WesternInterconnection)和德州网(ElectricReliabilityCouncilofTexas,ERCOT)三大区域电网。在电网内划分为多个区域市场。市场主体是RTO(区域传输组织)或ISO（独立系统运营方）。

RTO负责组织电力市场内的电能买卖；ISO负责管理最终市场，组织平衡发电与用电负荷的实时市场。电力的发、输、配、售由市场内独立或一体化的公司承担。发电企业负责生产和出售电能，同时提供电力辅助服务。输电公司拥有输电资产，在ISO的调度下运行输电设备，配电公司负责运营配电网络。在用户端，大用户可以通过批发市场与发电企业直接通过竞价购电，有的大用户可以作为负荷调节资源参与辅助服务，有些大用户也可以通过售电公司零售购买电力。不愿意或者不能参加批发市场买卖的小用户可以通过售电公司零售商购买所需的电力资源。

美国储能应用场景包括表前（FrontoftheMeter，FTM）和表后（BehindtheMeter，BTM），对应于国内应用场景的划分，表前通常指电网侧和发电侧，表后指用户侧，包括家庭和工商业。目前美国表前侧储能市场分属于不同的区域电力市场，目前较大的为PJM市场、CAISO市场、ERCOT市场等，储能的市场供给参与方包括IPP（独立发电商）、IOU（投资者拥有的公用事业端）等。根据EIA统计，截至2019年，IPP拥有美国大型电化学储能现有功率容量的56%，IOU拥有20%，而针对能量市场，IPP拥有38%，IOU拥有36%。其中，PJM市场主打功率市场，IPP在PJM市场中拥有主导地位；CAISO市场主打能量市场，IOU在CAISO市场里有面向能源的主导地位。储能在表前市场应用有调频、备用、黑启动等，其中调频和备用实行实时市场调度、需求响应系统配置，黑启动实行签订协议获得收益。表后市场由于ITC政策、SGIP等政策，用户可以获得一定数目的成本补贴，叠加峰谷套利等，具备良好的经济性。以下我们会对表前和表后市场储能的经济性和市场空间进行分析。

3美国储能应用场景分为表前和表后两大类

根据储能时长，可以分为短期、中期和长期储能。抽水蓄能、压缩空气储能、储热蓄冷、各类容量型电池等储能时长大于4h，属于长期储能，可用于电网调峰调频、备用容量等。短期、中期储能，如铅酸电池、部分锂电池、电磁储能，储能时长在2h以下，可用于调峰调频、平滑出力、紧急备用等。

根据储能的应用场景，通常将美国储能市场分为电表前（包括发电和电网），与电表后（包括家用和工商业）。根据BNEF统计，2020年美国公用事业端安装了大量的储能，新增装机852MW，同比增长297%，占当年新增80%，是过去一年的主要增长动力；户用储能则是去年的第二大市场，新增装机154MW，同比增长63%，占当年新增15%；工商业储能新增装机55MW，同比下降24%，占当年新增5%。

表前市场主要用于调峰、调频等电力辅助服务和发电侧能量存储

表前市场主要应用有调峰、调频、旋转备用、备用电源、存储过剩的可再生能源发电、平滑可再生能源出力、负载管理等。根据BNEF统计，2020年美国新增储能主要来自于表前市场，装机占比高达80%。新增电化学储能中表前市场装机量852MW，同比增加297%。不同区域也对应着不同的储能需求，PJM市场的大型储能系统主要用于电网调频；加州则用于电网调峰、负载管理等；MISO的储能系统主要针对于调峰调频；阿拉斯加、夏威夷等地因其本身电网系统较为独立，储能系统的作用更加多样化，致力于提高电网的可靠性。根据EIA统计，2019年度美国储能累计中级中73%的能量容量用于调频。

成本下降，收益方式多样，助力电表前储能快速发展

表前市场储能的经济性提高依赖于储能系统成本的降低。目前成本较低的方式为抽水蓄能和锂电池储能。根据BNEF，2020年全球储能电站的成本为$300/kWh，对比2018年的$360/kWh已经有了明显的下降，电池技术下降至2009年度的十分之一。2020年12月，美国能源部首次发布《能源大挑战路线图》（ESGC），提出了一些关于价格的未来发展目标，计划到2030年将储能平准化成本降至$0.03-0.05/kWh，将储能系统成本降至$200/kWh。

美国表前储能市场收益方式主要有能量市场、电力辅助服务、峰谷套利和输配电价。1）储能参与能量市场，通过日前和实时市场竞价，获得出清收益。2）储能参与电力辅助服务，主要市场化运营调频、备用、黑启动等，其中调频和备用可以通过日前市场和实时市场进行竞价，最终根据实际出清价格获得收益，黑启动主要通过签订长期协议。3）峰谷套利：目前美国峰谷价差较大，在0.1-0.2美元/kWh之间，且有着逐年拉大的趋势，储能项目可以通过在谷电价时充电，峰电价时放电获取收益。4）另外与国内市场不同的是，美国大多大型电力公司均为发输配售一体化，部分储能成本可以通过输配电价传送到用户端。市场将电量与调频、备用联合出清，终端需按照辅助服务负荷占总负荷的比例购买相应服务，将电力现货与辅助市场联系起来，将成本传递到用户端，可以获得输配电价、辅助服务、备用的收益。

加州定义三个储能资源模型准入市场：代理需求响应资源（PDR）、分布式能源（DER）和非发电资源（NGR），主要以NGR模式参与。加州是美国一个较为成熟的电力市场，它是美国储能能量规模最大的州，占到已投运项目44%的能量规模和18%的功率规模。加州储能以提供能量服务为主，应用领域多样化。CAISO储能项目的平均功率规模为5MW，平均储能充放电时长为4小时。目前加州62%的储能装机规模是由SCE和SDG&E等公共事业公司采购和应用的，主要解决储气库泄漏带来的供电稳定性问题，满足CPUC发电资源至少提供4小时备用容量的要求。

不同的储能系统可以根据自身的容量、储能市场、功能特性等选择特定的模式。DER模式为小型储能系统通过聚合的形式形成一个虚拟节点，参与电力市场，但由于涉及输配电，且每个系统都需要配置监控与遥测设备，导致成本较高，占比较少。目前加州主要采用NGR模式，是储能主要的收益来源，定义为“具有连续运行区间，既可以发电又可以耗电的资源”。为促进储能在电力市场的灵活使用，加州制定了专门的调频能量管理方案(REM)，允许储能资源参与双边容量市场，电能量市场和辅助服务市场。PDR模式以需求侧为主，根据价格信号调整出力，主要应用于能量市场和备用市场。

据测算，目前美国市场光伏+储能项目，利用储能参与调频服务，项目IRR超过5%，具有经济性。根据DOE的数据，发电侧光储系统100MW光伏配备60MW/4h储能系统投资成本为18600万美元，约70%为设备费用，其中ITC政策可以补贴设备部分的26%。工作年限20年，光伏首年发电量约20万MWh，首年利用小时数为2000h，光伏组件衰减系数0.01，储能年衰减系数为0.01。光伏多发电量存储与储能系统中，储能系统参与调频市场获得收益，光伏发电通过电力市场批发价格获得收益。其中，调频收益分为容量收益和调频里程收益，电力价格采用平均电力批发价格。维护费用按照前十年每年1%，后十年每年2%。20年后残值率为5%。电站配备5名员工，年平均工资10万美元，每年提高5%。通过经济性测算得，项目IRR为4.8%，投资回收期12.37年。即使在无补贴的情况下，当成本下降幅度超过20%时，IRR超过5%。随着未来光储电站的持续降本，经济性会得到进一步的提高。

表前市场空间预计2025年达到25.3GWh

表前市场增长来自新能源+储能和独立储能电站参与电力辅助服务。在新能源发电配置储能的市场，考虑到光伏发电的波动性为日内波动，风电波动多为季节性波动，光伏配置短时储能的适配度更高，对光伏+储能和风电+储能按照不同的配置比例预测。我们按照光伏配储能当期配比8%储能时长2小时，远期配比20%储能时长3.5小时来估算，风电配储能按照配比3%储能市场2小时，远期配比15%储能市场3.5小时估算。我们预测，美国2025年新能源发电配套储能电站新增装机容量为19.3GWh，其中光伏配套12.61GWh，风电配套6.7GWh。

对于独立储能电站，主要参与电力辅助服务市场，提供调峰、调频、黑启动等服务。根据最大用电负荷推测电力市场的调频容量需求，储能在调频市场的渗透率由2%提升至20%，预计2025年调频储能新增容量0.7GWh。根据日发电量推测电力市场的调峰容量需求，预计2025年调峰储能新增容量5.3GWh。

表后市场安装于家庭和工商业用户侧，发展迅速

表后市场对应于安装在户用和工商业的储能容量。根据BNEF统计，电化学储能中，2020年表后市场新增209MW，其中新增户用装机154MW，同比增加63%，装机占比15%；工商业2020年新增装机55MW，同比降低24%，装机占比5%。美国工商业电价低于居民电价，表后市场由户用和工商业储能共同组成，其中工业储能较少。目前来看，表后储能基本与光伏发电捆绑安装，白天阳光充足，可以自发自用，多余的电量可以储存下来夜晚使用。另外，峰谷套利，即谷电价充电，峰电价放电模式，也降低了综合用电成本。

美国表后市场户用和商业市场较大，加州外以户用为主。目前最大的表后市场位于加州，根据EIA统计，截至2019年加州累计装机容量326MW，占据全美装机容量的86%，其中40%用于商业区域，32%用于住宅区域，14%用于工业区域。2019年夏威夷22MW，其中18MW用于住宅区域，4MW用于商业区域，德克萨斯5MW，其中4.6MW用于住宅区，亚利桑那州5MW，其中4.6MW用于住宅区。

用电可靠性需求和经济性驱动表后市场发展

电网不稳定和经济性利好造就了表后市场的快速发展。一方面得益于美国税收政策的激励，安装储能能够获得一定数额的税收抵免，降低了储能的投资成本，同时储能本身成本的降低、峰谷价差的逐渐拉大、光储系统自发自用等，都大大提高了安装储能的经济性。另外，由于美国电网系统相对独立，不能跨区进行大规模调度，且超过70%的部分已经建成25年以上，系统老化明显，出现了供电不稳定、高峰输电阻塞、难以抵抗极端天气等问题，叠加2021年疫情和暴风雪叠加造成的德州大面积长时间停电的影响，居民提升用电可靠性的需求大幅提高，户用储能需求也随之大幅提升。

家庭安装光储系统可以获得明显的经济收益。根据伯克利实验室的统计，截至2020年表后侧安装储能容量约为1000MW，其中550MW与太阳能光伏配对。目前绝大多数户用储能与光伏配对（80%），非住宅储能只有40%与光伏共建。美国户用光储共建比例最高的是夏威夷州，其次是加州。电化学储能系统的成本逐年下降，目前光储系统的成本在$5/W，联邦范围内安装光储系统可以获得ITC税收减免30%，亚利桑那州、加州等提供额外的光储系统退税，用户可以通过峰谷套利、自发自用等方式节省用电费用。光储系统使用5-10年之后可以回收部分成本。综合计算后系统可以获得$500-1000/kWh的经济收益。

根据BNEF统计，户用储能系统费用在$684/kWh左右，美国目前最常用的为13.5kWh，假设安装一套户用储能7kW时长为2h的系统。根据SEIA，户用光伏系统硬件和安装费用$2930/kW，一套户用4kW的光伏系统价格为$11720。对于一个加州典型家庭，假设安装光储系统ITC补贴26%，SGIP补贴$200/kWh，SASH（单户家庭可负担的太阳能计划）补贴$2000。根据EIA统计，美国2020年人均每月用电量约为369kWh。一家四口年用电量为17712kWh。

根据AlectraUtilities提供的电力分时价格计划，采用峰谷平电价，见下表。每日早11:00至下午5:00为用电高峰期，电价$0.17/kWh，晚7:00至次日早7:0为谷电价$0.082/kWh，其余时间为平电价。工作日每日高峰时期用电量占总用电量的20%，平电价占50%，谷电价占30%。美国每年法定节假日12.5天，一年周末52个，合计116.5天，工作日248.5天。光伏和储能设备维护费用按照每年1%计算。我们选择四个基本情景：不安装光伏或储能、安装光伏、安装储能及安装光储系统。

根据计算结果，十年里，四种情景下光储系统的每年电费比不安装光伏和储能系统低59%；安装光伏比不安装低38%；由于美国居民用电量高，且峰谷价差大，安装储能的年用电费也比不安装低12%。综合设备成本、设备维护费用及电费来看，相比于不安装的情景，在全寿命周期内，安装光储及单独安装光伏都具备一定的经济性，单独安装光伏的累计成本为$23918.93，安装光储系统的累计成本为$22422.01。使用时间超过8年，安装光储系统相比于其他方案跟节约成本。

即使在2024年ITC政策失效后，在当前成本的情景下，全寿命周期内安装光伏或安装光储系统的累计成本与不安装的成本相近。但安装光储系统后，储能可以作为备用电源提供用电保障，因此，价值更高。

随着未来光伏和储能设备的降价，将会增加进一步增加安装设备的经济性。我们测算了光伏系统和储能系统价格下降对于光储系统IRR的影响。结果发现，以当前的价格为基础，根据BNEF统计，目前户用储能系统费用在$684/kW左右；根据SEIA，目前户用光