美国与英国储能发展之借鉴

据WoodMackenzie统计，2020年美国部署了1.46GW/3.12GWh的储能系统，其中电化学储能新增1.1GW/2.6GWh，2020年底美国电化学储能新增3.5GWh。预计2021年底装机容量将达到12GWh，2022年累计容量将继续翻倍。表前市场:2020年爆发增长。储能主要用于美国表前市场的峰值调整、频率调整和辅助服务，相当于中国电源侧+电网侧的效用。根据WodMackenzie数据，2020年美国表前市场装机容量增长464%，表前库存装机容量超过25GWh。表后市场:表后市场的主要场景包括户用储能和工商储能。

驱动因素：美国储能表前市场快速发展的核心驱动力来自成本下降。成本下降以外的驱动因素包括1）主体地位明确：政策赋予储能明确的市场地位，辅助服务市场快速发展；2）补贴促进新建：补贴促进储能发展，项目初期补贴收入可达50%。随着税费减免等非直接补贴，拉动效应显著；3）成熟的市场机制：成熟的现货市场为合理的成本传导机制奠定了基础，促进了行业的长期稳定发展。成本驱动：电池成本逐渐下降，2021年申报项目安装量开始增加。美国开发商从项目开发到并网的周期一般为2年或更长。根据EIA数据，自2019年以来，电化学储能成本为590美元/kwh，比2015年下降72%。2019年，业界对电池成本持续下降有乐观预期，申报项目众多。2021年，美国的并网期导致2021年装机量大幅增加州和德州。

明确储能定位：美国841法令明确规定，储能可以参与RTO(区域输电组织)和ISO(区域独立系统运营商)运营的所有电力市场。841法令有两个核心变化:1。赋予储能与其他主体相同的市场地位:允许储能参与能量、容量、辅助服务等全系统市场，允许储能在市场上申报购电或售电，其充放电能按节点电价结算。2.降低准入门槛:将储能准入门槛从1MW降低到100KW，增加市场主体数量，实现更大范围内更好的资源配置；明确储能的荷电约束，保证储能不同时充放电，考虑储能的能量优先核定其容量价值。

精细补贴促进项目建设：根据EIA数据，美国80%以上的储能装机容量位于加利福尼亚。2001年，加利福尼亚开始启动自发电激励计划（SGIP），主要鼓励用户侧分布式发电。SGIP经历了五轮补贴标准，最新法案将SGIP计划延长到2026年。SGIP计划的先进性在于几个方面：1）分阶段补贴，避免后补贴影响积极性；2）不限制补贴的技术类型，只规定技术指标要求，确保技术成熟，项目稳定；3）非一次性支付，建设后给予50%补贴，其余补贴按年度运营效果支付；4）补贴设定上限，避免以巨额补贴为目的建设储能项目。

ITC激励延长，股权投资加快。2021年，联邦发布基础设施计划，到2035年实现无碳电力。此外，ITC政策(储能投资税.生产税抵免)从10年延长到2031年底。美国储能领域的股权投资加速，2020年发生了1亿美元以上的股权投资，资本加速了能源转型。

两大市场:德州以独立电站为主，加州规模最大。德州:是美国最大的储能装机州。目前德州的储能大部分都是以独立储能电站的形式进行的，大部分位置都是在废弃的天然气电厂进行的，可以使用现有的接入点并网。德州没有容量电力市场，其电力需求和供应比例为1:1，没有备份。根据德州电力可靠性委员会的数据，风电已占德州发电量的23%。德州电力系统不稳定。价格波动较高，储能市场属于快速储能市场，即储能电池消耗率较高。储能系统安装后，电网趋于稳定，降低了储能系统的收入。目前德州的主要储能项目比较小，单个项目一般在100mwh以下。从商业模式来看，德州储能收入主要来自电价交易套利，收益率高，但波动性也大。

加利福尼亚：它将是美国最大的储能市场。加利福尼亚鼓励光伏+储能模式，可以解决加利福尼亚的电力紧张局势，并鼓励4-8小时的长期储能项目。从商业模式的角度来看，加利福尼亚的储能主要是与电网的交易模式，可以与电网签订PPA（固定储能在线电价）和租赁合同（电网租赁储能）两种合同。大型投资者愿意投资于规模大、收入稳定的储能项目。加利福尼亚光伏的快速增长将推动储能的装机容量。因此，我们认为，美国未来的主要储能增长来自于光伏储能。

英国：制度催化效果显著，家庭市场增长迅速。

英国储能市场主要是独立储能，主要是家庭储能。快速发展的原因是英国电价上涨迅速。2015年以前，英国在政策环境和监管环境方面受到严格控制；2016年11月，英国国家能源监管机构联合发布战略报告，消除储能和需求响应的发展障碍。通过价格信号提高电力系统的灵活性。催化电力市场的商业模式创新。

我们认为，英国储能发展的参考意义在于；1）明确储能资产类别，减少准入障碍；2）电力现货市场领先，确保储能套利交易；3）多种辅助服务品种，增加可再生能源比例；4）允许储能参与各细分市场，叠加效益，灵活交易确保收入水平。

英国政策改革：

1)取消50MW规模限制，逐步开展大型储能项目。在旧系统中，50MW以上的发电项目需要申请许可证，这使得大多数储能项目的规模设定为49MW，限制了储能的投资意愿。获得许可证后，项目必须加入国家重大基础设施项目(NSIP)。该系统不一定完全适用于储能项目，但合规性和运营成本显著增加。2020年，英国取消了单个储能项目的功率上限。规模限制取消后，可再生能源开发商成为规划和部署更大规模储能项目的主要力量；负荷聚合商通过聚合分布式储能资源参与辅助服务。平衡机制等市场也开始逐渐出现。泰晤士河口320MW/640MWh锂离子储能系统等大型项目。PivotPower公司和瓦锡兰集团共同部署的100MW电池储能系统的定义将从2017年开始。

3)取消双重收费。改革前，储能将收取系统使用费和平衡服务系统使用费的双重费用。2020年，双重收费制度修订，储能设施只支付发电方费用。

4)与可再生能源共享站点。2017年后，英国国家电网明确了储能可安装和不安装的位置，确保只有可再生能源才能获得补贴和奖励，减少了可再生能源和储能共享站点项目的发展障碍。

5）优化调频辅助服务市场规则。2015年，英国开始采用增强调频服务（EFR），即1秒内实现100%频率偏差的有功功率输出。目前，200MWEFR需求为储能提供。2019年，英国发生大停电事故，推出动态遏制调频（DC），预计未来市场规模将超过1GW。

收入来源:英国电力市场自由化程度高，来源广。储能收入来源广泛，超过10种。调频服务价值最高，对系统要求最高，但市场总需求较小；能源套利市场受竞争影响较小。随着未来风电比例的增加，电价差异的增加将有利于价格套利。