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2MW,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$360/kWh已经有了明显的下降,电池技术下降至2009年度的十分之一。2020年12月,美国能源部首次发布《能源大挑战路线图》(ESGC),提出了一些关于价格的未来发展目标,计划到2030年将储能平准化成本降至$-,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:..3)峰谷套利:目前美国峰谷价差较大,-,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:..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,%,。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。+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:..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%,风电配储能按照配比3%储能市场2小时,远期配比15%。我们预测,,,。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%,。根据日发电量推测电力市场的调峰容量需求,。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:..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,,亚利桑那州5MW,。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,:..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,,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$2000。根据EIA统计,美国2020年人均每月用电量约为369kWh。一家四口年用电量为17712kWh。根据AlectraUtilities提供的电力分时价格计划,采用峰谷平电价,见下表。每日早11:00至下午5:00为用电高峰期,电价$,晚7:00至次日早7:0为谷电价$,其余时间为平电价。工作日每日高峰时期用电量占总用电量的20%,平电价占50%,谷电价占30%。,一年周末52个,,。光伏和储能设备维护费用按照每年1%计算。我们选择四个基本情景:不安装光伏或储能、安装光伏、安装储能及安装光储系统。根据计算结果,十年里,四种情景下光储系统的每年电费比不安装光伏和储能系统低59%;安装光伏比不安装低38%;由于美国居民用电量高,且峰谷价差大,安装储能的年用电费也比不安装低12%。综合设备成本、设备维护费用及电费来看,相比于不安装的情景,在:..光储及单独安装光伏都具备一定的经济性,单独安装光伏的累计成本为$,安装光储系统的累计成本为$。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,目前户用光伏系统硬件和安装费用$2930/kW,当光伏系统和储能系统的价格下降幅度超过10%后,家用光储系统IRR将高于10%,具有明显的经济性。,,。根据SEIA的预测,%提升至2025年的24%。我们预计2025年户用光伏+。在存量户用光伏装机中储能的渗透率也将逐渐提升,存量用户为已安装的户用光伏配置储能设备,我们预计2025年户用光伏+。:..2025年,,。。在存量工商业光伏装机中,储能渗透率由2%提升至2025年的12%,。另外有部分工商业用户单独配置储能,。因此,。综合以上对于市场空间的估计,我们预计未来五年美国储能市场将会迎来快速扩增阶段,,,%。美国市场主要增长动力来自表后应用的高速增长,%,%;%,%。此外,电网侧调频需求带来的储能增长虽然占比空间不大,但增速高,%。4风险提示储能需求不及预期。目前储能市场增速较快,但受政策影响大,政策变化、补贴退坡等因素将影响储能需求。储能技术迭代不及预期。目前储能技术路线多样,以锂电池储能为主,需要关注技术发展趋势,如钠离子电池、固态电池等的发展,对行业格局有潜在影响。成本下降不及预期。储能系统的经济性依赖于成本进一步降低,:..若成本下降不及预期,可能影响下游对配置储能的接受度,影响市场空间。