美国与英国储能发展之借鉴
美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长
概况：装机指数级增长显现。
根据 Wood Mackenzie 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 年末，美国电化学储能装机达 3.5Gwh，我们预计2021 年末装机容量将达 12Gwh，2022 年累计容量有望继续翻倍。表前市场：2020 年迎来爆发增长。储能在美国表前市场主要应用于调峰、调频、辅助服务等，与中国“电源侧+电网侧”的效用相当。根据 WoodMackenzie 数据，2020 年美国表前市场装机容量增速达 464%，表前存量装机达 25Gwh 以上。表后市场：表后市场主要场景包括户用储能和工商业储能。
驱动因素：美国储能表前市场高速发展的核心驱动来自成本下降。成本下降以外的推动因素包括 1）主体地位明确：政策赋予储能明确市场地位，辅助服务市场发展快速；2）补贴促进新建：补贴推动储能发展，补贴收益在项目初期占比可达 50%，伴随税费减免等非直接补贴，拉动效应显著；3）市场机制成熟：成熟的现货市场为合理化的费用传导机制奠基，推动行业长期稳定发展。成本驱动：电池成本逐渐下降，申报项目装机开始在 2021 年放量。美国开发商从项目开发到并网的周期一般在 2 年或更久，根据 EIA 数据，2019年来，电化学储能成本为 590$/kwh，较 2015 年下降了 72%。2019 年，业内对电池成本继续下降有乐观预期，申报项目众多，项目并网期在 2021年，导致美国装机量在 2021 年开始骤增。从地域看，主要的装机增量在加州和德州。
明确储能定位：美国 841 法令明确储能可以参与 RTO（区域输电组织）与ISO（区域性独立系统运营商）运营的所有电力市场，841 法令两大核心变革：1、赋予储能和其他主体一样的市场地位：允许储能参与能量、容量、辅助服务等全体系市场，并允许储能在市场上申报投标购电或售电，且其充放电能按照节点电价结算。2、降低准入门槛：将储能的准入门槛从1MW 降低至 100KW，增加市场主体数量，实现更大范围内更优的资源配臵；明确储能的荷电约束状态，保证储能不同时充放电，并考虑储能的能量优先性核定其容量价值。
精细化补贴促进项目新建：根据 EIA 数据，全美 80%以上储能装机容量位于加州，加州 2001 年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 经历五轮补贴发放标准，最新法案将 SGIP 计划延长至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，仅规定技术指标要求，确保技术成熟且项目稳定；3）非一次性支付，建设完成给与 50%补贴，其余补贴按每年运行效果进行支付；4）补贴设上限，避免以巨额补贴为目的建设储能项目。
ITC 激励延长，股权投资加速。2021 年，联邦发布基建计划，至 2035 年实现无碳电力。且 ITC 政策（储能投资税、生产税抵免）延长十年至 2031年底。美国储能领域的股权投资加速，2020 年来发生多笔 1 亿美元以上的股权投资，资本加速推动能源转型。
两大市场：德州以独立电站为主，加州规模将是最大。德州：是美国存量储能装机最大的州。目前德州大部分的储能是独立储能电站形式，选址大部分选在废弃天然气电厂，可使用存在的接入点并网。德州没有容量电力市场，其电力需求和供给比例是 1:1，没有备份。根据德州电力可靠性委员会数据，风电已占德州发电量的 23%。德州电力系统不稳定性、价格波动较高，其储能市场属于快速储能市场，即储能电池用量的倍率较高。安装储能系统后，电网趋近于稳定，使储能的系统收益会有所下降。德州目前主要的储能项目较小，单个项目一般在 100Mwh 及以下。从商业模式看，德州储能收益主要来自电价交易套利，其收益率较高，但波动性同样较大。
加州：将是美国最大的储能市场。加州鼓励“光伏+储能”的模式，可以解决加州电力紧张，并鼓励 4-8 小时的长时储能项目。从商业模式看，加州的储能主要是与电网交易的模式，可以与电网签署两种合同，即 PPA（固定储能上网电价）和租赁合同（电网租用储能）。大投资商乐于投资于规模大，收益稳定的储能项目。加州的光伏在快速增长，会拉动储能的装机容量，因此，我们认为未来美国主要的储能增长来自于光伏配储。
英国：制度催化效果显著，户用市场快速增长
英国储能市场以独立储能为主，且户用储能居多，快速发展原因是英国电价上涨幅度较快。2015 年之前，英国在政策环境、监管环境均处于严管状态；2016 年 11 月，英国国家能源监管机构 Ofgem、商业能源与产业战略部 BEIS 联合发布战略报告，提出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灵活性、催化电力市场商业模式创新等目标。
我们认为，英国储能发展的借鉴意义在于；1）明确储能资产类别，减少准入障碍；2）电力现货市场领先，保障了储能的套利交易；3）多类型的辅助服务品种，顺利衔接可再生能源比例的增加；4）允许储能参与各细分市场并叠加效益，灵活交易保证收益水平。
英国政策改革：
1）取消 50MW 规模限制，大型储能项目逐渐开展。旧制度中，50MW 以上的发电项目需要申请牌照，使得大部分储能项目规模设定为 49MW，限制了对储能的投资意愿。因获取牌照后，项目必须加入国家重大基础设施项目（NSIP）范畴，体系不一定完全适用于储能项目，但合规及运营成本增加显著。2020年，英国取消单个储能项目的功率上限，在规模限制取消后，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力军；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，也开始逐渐崭露头角。大型项目如Inter Gen 公司在泰晤士河口的 320MW/640MWh 锂离子储能系统、Pivot Power 公司与瓦锡兰集团联合部署的 100MW 电池储能系统陆续开始规划。2）电力法提高储能定位。2017 年，英国修订电力法，明确储能的许可证和规划制度，将储能的定义从单纯的发电资产丰富至电力系统的组成部分。
3）取消双重收费。改革前，储能会被征收双重费用，即“系统使用费”和“平衡服务系统使用费”。2020 年，双重收费制度修改，储能设施只支付发电端的费用。
4）与可再生能源共享站址。2017 年后，英国国网明确了储能可以安装及不能安装的位臵，并确保只有可再生能源才能得到补贴奖励，减少了可再生能源与储能共享站址项目的开发障碍。
5）优化调频辅助服务市场规则。2015 年，英国国开始采用增强型调频服务（EFR），即 1 秒内实现 100%频率偏差的有功功率输出，目前 200MW 的 EFR 需求均为储能提供。2019 年英国经历了大停电事故，已经推出了动态遏制调频（DC），预计未来市场规模将超过 1GW。
收益来源：英国电力市场自由化程度高，来源广泛。储能收益来源广泛，超过 10 种。调频服务价值最高，对系统要求也最高，但市场总需求量较小；能量套利市场受竞争影响小，随着未来风电比例提升，电价差增加会利好价格套利。
来源：国金证券
