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美国与英国储能发展之借鉴

作者: | 发布日期: 2022 年 01 月 04 日 9:57 | 分类: 产业资讯

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

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