美國儲能市場空間巨大，未來幾年開始呈現(xiàn)指數(shù)級增長。
8月11日，天風(fēng)證券發(fā)布行業(yè)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(yù)測2021年美國儲能市場規(guī)模達46.5億美元，2026年將達85.3億美元，其中表前市場規(guī)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(yù)計2021年美國大型電站的電池儲能裝機規(guī)模在4GW，且后續(xù)幾年均有大量項目儲備待建。
實際上，此前已有多家權(quán)威機構(gòu)對美國儲能給出了樂觀預(yù)測。
Wood Mackenzie（伍德麥肯茲）預(yù)計，在2021年可能部署總儲能容量將近12GWh儲能系統(tǒng)，未來五年內(nèi)儲能市場規(guī)模將擴展20%至25%。
美國國家可再生能源實驗室預(yù)測，到2050年，美國的長時儲能系統(tǒng)（持續(xù)放電時間長達12小時以上）的裝機容量將會顯著增長，在未來30年將會部署裝機容量為125GW到680GW的長時儲能系統(tǒng)。
美國儲能協(xié)會（ESA）則認為，到2025年，美國儲能市場部署的儲能系統(tǒng)裝機容量將會增長五倍。其中，用戶側(cè)儲能系統(tǒng)繼續(xù)構(gòu)成這一增長的主要部分。
美國儲能高速發(fā)展的背后，主要與三大因素相關(guān)：新能源（尤其是光伏）發(fā)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。
而隨著近年來，美國儲能系統(tǒng)的成本持續(xù)下降，政策支持力度不斷加大，以及其聯(lián)邦和和各州政府的監(jiān)管改革，共同將美國儲能行業(yè)推入了“快車道”。
天風(fēng)證券在上述報告中，將美國儲能高速發(fā)展的具體原因梳理為以下幾點：
原因1-美國特色：美國電網(wǎng)基礎(chǔ)弱+無法全國調(diào)度=主要依賴電力輔助服務(wù)完成消納
美國電力系統(tǒng)較為復(fù)雜，一半的地區(qū)為發(fā)輸配售電一體化的模式，另外一半經(jīng)過改革形成了三大層級：第一層級：負責(zé)監(jiān)管與規(guī)則制定的FERC和SPUC。第二層級：負責(zé)各地區(qū)電力市場交易和建設(shè)規(guī)劃審核的7大獨立電網(wǎng)運營商。第三層級：負責(zé)發(fā)電廠建設(shè)與運營的獨立發(fā)電廠（IPP）與電力公司等。
聯(lián)邦目前無法實現(xiàn)全國各地之間的調(diào)度，新能源消納問題需要各地自行解決。
原因2——改變：2018年起允許電池儲能系統(tǒng)參與電力批發(fā)和輔助服務(wù)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(diào)峰需求也快速增長。大型電池儲能系統(tǒng)具有了清晰的盈利模式，即PPA或電力輔助服務(wù)，分別對應(yīng)發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，此后電池儲能裝機正式進入高增期。
原因3：電網(wǎng)側(cè)主要用于電力輔助服務(wù)，儲能成本、效果均優(yōu)于當(dāng)前主流的天然氣
電網(wǎng)側(cè)儲能作用主要是三方面：1）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；2）延緩電網(wǎng)擴容升級；3）能量轉(zhuǎn)移，平整負 載峰值。其中最常見的作用是調(diào)峰、調(diào)頻。
從經(jīng)濟性層面看，假設(shè)光儲電站為100MW，每天進行一次充放電，則儲能 系統(tǒng)的LCOS（儲能度電成本，單位發(fā)電量所對應(yīng)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(diào)峰成本為143 $/MWh，低于天然氣調(diào)峰的175$/MWh，因此電池儲能已經(jīng)好于當(dāng)前主流的天然氣。
從服務(wù)效果看，電池儲能用于電力輔助服務(wù)的效果大幅優(yōu)于天然氣，主要是電池儲能響應(yīng)速度快，達到秒級；隨時可以充電或放電，不受燃料供應(yīng)、 機械慣性的影響；可將電池包靈活布置，安裝周期短。
原因4：發(fā)電側(cè)主要用于PPA，儲能功率配比在50%以內(nèi)時具備經(jīng)濟性
發(fā)電側(cè)儲能作用主要是兩方面：1）消除新能源棄電損失；2）實 現(xiàn)能量時移（正午的光伏電存起來到晚上用）甚至季度調(diào)配。由于美國多數(shù)地區(qū)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(xù)向用電方出售綠電的 PPA（用電方和供電方簽署長期購電協(xié)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(yōu)勢。
假設(shè)每天“一充一放”，電池儲能系統(tǒng)的LCOS為83$/MWh。按不同功率配比進行測算，可知當(dāng)儲能功率配比控制在50%以內(nèi)時，光儲電站相較天然氣發(fā)電具有相對優(yōu)勢。
當(dāng)前光儲PPA的儲能功率配比多在50%以內(nèi)，后續(xù)可通過多能互補降低儲能配比
當(dāng)前美國多數(shù)新能源+儲能項目的儲能功 率配比在20%-50%，相較于燃氣發(fā)電，具有較強的經(jīng)濟性。
隨著未來新能源發(fā)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(fēng)電、火電等其他類型發(fā)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(xiàn)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(fā)電側(cè)儲能裝機與棄光率關(guān)系不大，主要是電力自由交易制度下的經(jīng)濟性考量
中國發(fā)電側(cè)儲能的安裝與棄光率直接相關(guān)，美國市場的儲能安裝與棄光率關(guān)系不明顯，更多是業(yè)主出于項目所在地儲能安裝經(jīng)濟性的自發(fā)選擇，經(jīng)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。
注：文中行業(yè)報告——《儲能系列深度4：表前市場高增，開啟美國儲能新篇章》系天風(fēng)證券作品，作者為孫瀟雅，如需了解詳情，請參閱報告原文。
