儲能行業(yè)專題研究：IRA政策重磅出臺美國儲能投資機(jī)會在哪里

儲能行業(yè)專題研究：IRA政策重磅出臺，美國儲能投資機(jī)會在哪里？一、行業(yè)現(xiàn)狀市場復(fù)盤：2020年美國儲能進(jìn)入高增期，20-21年容量口徑裝機(jī)量yoy+237%/198%全球維度，美國、中國、歐洲為電池儲能的主要裝機(jī)市場。據(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年全球新增投運(yùn)的新型電力儲能項目裝機(jī)規(guī)模達(dá)10.2GW，同比增長117%。從國家及地區(qū)維度看，主要市場美國、中國、歐洲合計裝機(jī)量占全球市場的80%，分別占34%/24%/22%，其后為日韓、澳大利亞，分別占7%/6%。美國市場方面，2020年進(jìn)入電池儲能裝機(jī)高增期，2020-2021年容量口徑裝機(jī)量達(dá)到3.5、10.5GWh，yoy+237%/+198%。盡管2021年美國儲能行業(yè)面臨了電池采購短缺和漲價等問題，造成部分項目建設(shè)延遲，2021年裝機(jī)量仍實現(xiàn)同比增長198%。此外，單個項目裝機(jī)規(guī)模也刷新歷史記錄，佛羅里達(dá)電力照明公司的409MW/900MWhManatee儲能中心項目完成。進(jìn)入2022H1，美國電池儲能新增裝機(jī)規(guī)模達(dá)5.9GWh，yoy+161%，高增速持續(xù)延續(xù)。市場復(fù)盤：細(xì)化來看，美國以表前儲能為主，趨勢上配儲時長不斷提升分應(yīng)用場景看，美國以表前儲能為主。2022H1美國表前儲能裝機(jī)量達(dá)1.9GW/5.0GWh，工商業(yè)171MW/393MWh，戶儲217MW/517MWh，以容量口徑算，表前、工商業(yè)、戶用分別占比85%/7%/9%。從裝機(jī)趨勢看，美國儲能的配儲時長不斷提升。平均配儲時長由2016年的1.4小時提升至2021年的3.0小時，而后2022H1略微下降至2.6小時。二、需求來源1-保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定性新能源發(fā)電占比提高后，解決電力系統(tǒng)的運(yùn)行安全性問題是儲能的核心需求來源美國電力系統(tǒng)中風(fēng)電、光伏的發(fā)電占比不斷提升，是驅(qū)動其儲能裝機(jī)量快速增長的原因之一。美國風(fēng)光發(fā)電滲透率呈穩(wěn)步提升態(tài)勢，由2008年的1%快速增長至2020年的10%，至2021年進(jìn)一步上升至12%。風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電在總發(fā)電量中的占比提高后，電力系統(tǒng)呈現(xiàn)“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機(jī)性”，發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的電量、負(fù)荷不匹配帶來了電網(wǎng)的運(yùn)行的安全性問題。隨著新能源大規(guī)模接入，電力系統(tǒng)將呈現(xiàn)顯著的

“雙峰雙高”（雙峰—電網(wǎng)夏、冬季負(fù)荷高峰；雙高—高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）和

“雙側(cè)隨機(jī)性”（風(fēng)電、光伏發(fā)電具有波動性和間歇性，因此發(fā)電占比提升后，供電側(cè)也將出現(xiàn)隨機(jī)波動的特性，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)的需求側(cè)單側(cè)隨機(jī)系統(tǒng)向雙側(cè)隨機(jī)系統(tǒng)演進(jìn)）。電化學(xué)儲能響應(yīng)速度快、功率及能量密度大、動態(tài)性能好，可以有效解決新能源發(fā)電占比提高帶來的電力系統(tǒng)安全問題。通過參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用電源等工作，儲能可以改善電力系統(tǒng)的負(fù)荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通過參與系統(tǒng)頻率的調(diào)節(jié)改善電網(wǎng)的穩(wěn)定性。美國儲能主要集中在加州、德州，至21年兩地累計裝機(jī)占全國總裝機(jī)量的59%美國儲能市場呈地域分化特征，主要裝機(jī)需求來自加州、德州兩地。截至2021年加州儲能累計裝機(jī)量達(dá)到2339MW，占全國總裝機(jī)量的44%；德州儲能累計裝機(jī)量達(dá)到797MW，占全國總裝機(jī)量的15%；兩地儲能裝機(jī)占到了全國總裝機(jī)量59%。20-21年，加州、德州兩地均發(fā)生較為嚴(yán)重的電力安全事故，根本原因均為極端天氣下發(fā)電側(cè)與用電側(cè)電力不匹配。1）加州：

20年8月遭遇極端高溫天氣，導(dǎo)致多輪停電事故，至少81萬居民用戶正常用電受到影響。用電側(cè)區(qū)域內(nèi)電力最大負(fù)荷增加了4507MW，但發(fā)電側(cè)494MW的天然氣發(fā)電機(jī)組發(fā)生故障、太陽能發(fā)電3小時內(nèi)出力減少6736MW、風(fēng)力發(fā)電較前一日減少2000MW，CAISO宣布電網(wǎng)進(jìn)入三級緊急狀態(tài)。2）德州：21年2月遭遇極端寒冷天氣，導(dǎo)致用電側(cè)電力取暖負(fù)荷急劇攀升，同時發(fā)電側(cè)天然氣管道受凍冰堵、風(fēng)機(jī)葉片覆冰凍結(jié)、大量燃?xì)夂惋L(fēng)電機(jī)組退出運(yùn)行，導(dǎo)致最多影響人口達(dá)450萬人，德州電網(wǎng)進(jìn)入三級緊急狀態(tài)。我們認(rèn)為，美國儲能市場的區(qū)域分布特點(diǎn)，與其電網(wǎng)等電力基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)現(xiàn)狀有關(guān)。電網(wǎng)結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀：美國三大電網(wǎng)互聯(lián)程度較低，電力系統(tǒng)可靠性基本需靠各地自行解決與歐洲高度集成化的互聯(lián)電網(wǎng)不同，美國本土電網(wǎng)由西部聯(lián)合電網(wǎng)、東部聯(lián)合電網(wǎng)、德州電網(wǎng)三大電網(wǎng)構(gòu)成，區(qū)域電網(wǎng)的互聯(lián)程度較低，分別由66個電力調(diào)度機(jī)構(gòu)保障電力系統(tǒng)的可靠性和實時平衡，需要自行解決供電穩(wěn)定性及新能源消納問題。東、西部電網(wǎng)之間通過7回背靠背直流相連；德州電網(wǎng)與東部電網(wǎng)通過2回直流相聯(lián)，未與西部電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，與墨西哥通過3回直流相聯(lián)。三大電網(wǎng)聯(lián)結(jié)程度較低，主要與美國聯(lián)邦制的體制、輸電網(wǎng)項目回報率較低有關(guān)。美國聯(lián)邦制下跨州輸電項目建設(shè)需要多個州的監(jiān)管部門同意，多個聯(lián)邦政府部門之間的協(xié)調(diào)難度較大，且行政審批程序復(fù)雜、耗時長，最終獲準(zhǔn)門檻高。此外，輸電網(wǎng)項目相較于其他投資項目，具有回報率低，建設(shè)周期長等特點(diǎn)，比較缺乏投資吸引力。分區(qū)域看-加州：新能源發(fā)電高占比，帶來對能量型儲能的裝機(jī)需求電力系統(tǒng)無法完全自給自足+較好的光照條件，使風(fēng)光發(fā)電占比不斷上升，2020年占比達(dá)到22.7%。加州電力系統(tǒng)無法完全自給自足，需要通過與周圍電網(wǎng)交易以維持供需平衡，2016年至2019年的外受電量每年維持在30%左右，疊加加州較好的光照條件，從2010年到2020年，加州的太陽能和風(fēng)能發(fā)電占比從3.4%增加到22.7%。往未來看，加州承諾到2045年實現(xiàn)無碳電網(wǎng)，預(yù)計將安裝更多的光伏系統(tǒng)和風(fēng)力發(fā)電設(shè)施。加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（CAISO）在21年部署的儲能系統(tǒng)裝機(jī)容量與去年相比增長了12倍，達(dá)到2359MW，測算占全美裝機(jī)量的67%。加州電力市場主要由CAISO，WECC，NERC三家獨(dú)立運(yùn)營商管理，其中CAISO份額占比接近60%。根據(jù)電網(wǎng)和批發(fā)市場運(yùn)營商發(fā)布的調(diào)查數(shù)據(jù)，CAISO在2021年部署的儲能系統(tǒng)裝機(jī)容量達(dá)2359MW，我們測算占2021年全年美國儲能裝機(jī)量的67%。較高的可再生能源裝機(jī)占比，使CAISO部署的主要為能量型儲能，用于實現(xiàn)能量時移?；诎l(fā)電結(jié)構(gòu)，CAISO部署儲能以能量型為主，平均儲能充放電時長達(dá)到4小時，主要用于在光伏、風(fēng)電富余時充電，并在電力需求較高時段將電力重新注入電網(wǎng)。往未來看，持續(xù)提高的新能源發(fā)電占比，預(yù)計將有望驅(qū)動儲能系統(tǒng)裝機(jī)容量的持續(xù)增長。分區(qū)域看-加州：2009年將儲能納入SGIP補(bǔ)貼范圍，從經(jīng)濟(jì)性層面刺激需求起量為發(fā)展分布式發(fā)電，2001年加州公用事業(yè)委員會啟動SGIP用于補(bǔ)貼加州分布式發(fā)電，并于2009年將儲能納入補(bǔ)貼范圍，至此安裝分布式光伏、儲能均有額外補(bǔ)貼，從經(jīng)濟(jì)性層面刺激了需求起量。從重要時間點(diǎn)看：2009年，儲能技術(shù)首次被納入了SGIP補(bǔ)貼的范圍；2014年，加州政府要求將SGIP總預(yù)算資金的75%用于儲能項目的激勵，自此儲能成為SGIP的補(bǔ)貼主要對象。2016年，SGIP根據(jù)項目是否享受ITC調(diào)整了補(bǔ)貼水平。2017年，SGIP建立“平衡預(yù)算”補(bǔ)貼。2019年，SGIP政策出臺

“平衡彈性預(yù)算。2020年，SGIP取消戶用項目申請費(fèi)，并放寬了項目能效審計的要求。經(jīng)過二十年的發(fā)展，SGIP的目標(biāo)從降低能耗峰值負(fù)荷轉(zhuǎn)變?yōu)闇p少溫室氣體排放，主要補(bǔ)貼對象也從分布式發(fā)電拓展至儲能。分區(qū)域看-加州：SGIP補(bǔ)貼主要針對工商業(yè)、戶用儲能，對大型儲能的補(bǔ)貼有所削減現(xiàn)階段的SGIP補(bǔ)貼由普通預(yù)算、平衡預(yù)算及平衡彈性預(yù)算三大獨(dú)立部分構(gòu)成。普通預(yù)算中針對不同規(guī)模儲能進(jìn)行分輪次的補(bǔ)貼，補(bǔ)貼力度隨輪次增加而下降，享受ITC的儲能項目享受補(bǔ)貼將被削減。平衡預(yù)算專門為弱勢社區(qū)和低收入群體的儲能項目提供獨(dú)立的補(bǔ)貼，補(bǔ)貼水平為0.85$/Mh。平衡彈性預(yù)算則為高山火威脅區(qū)域的儲能項目提供補(bǔ)貼，補(bǔ)貼水平高達(dá)1$/Mh，以達(dá)到全額或接近全額的儲能安裝補(bǔ)貼水平。分區(qū)域看-德州：風(fēng)電占比較高，對儲能的需求主要在功率型儲能近15年，德州電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)中煤電占比顯著下降，風(fēng)電占比持續(xù)提升，2020年風(fēng)電發(fā)電占比已達(dá)23%。2006-2020年，德州燃煤發(fā)電占比持續(xù)下降，從37%下降到18%；風(fēng)電占比持續(xù)攀升，從2%上升到23%。由于德州風(fēng)電占比較高，且風(fēng)電的系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量較低，德州電力系統(tǒng)對調(diào)頻的需求逐漸升高，因而也催生了對功率型儲能的需求。德州電力市場由ERCOT管理，其新能源占比較高，2019年新能源滲透率最高達(dá)到了56.16%，若不考慮棄風(fēng)新能源滲透率可達(dá)60%。與加州、PJM區(qū)域（采用容量市場機(jī)制）不同，德州采用單純電能量市場的電價機(jī)制，電廠不能通過提供富余容量獲得收益。容量市場機(jī)制中，電廠可以通過承諾保持隨時向電網(wǎng)輸送電能的能力獲取收益（根據(jù)美國電力市場經(jīng)驗，容量市場帶來的電力成本約為0.011-0.013$/kwh），因而電廠更愿意投資發(fā)電機(jī)組及儲能系統(tǒng)的富余容量。而德州只設(shè)計了純電量交易制度，沒有補(bǔ)貼電廠的電容量市場，因此相應(yīng)的富余裝機(jī)容量及能量型儲能較少。分區(qū)域看-PJM區(qū)域：儲能主要參與調(diào)頻市場，但2017年市場規(guī)則的修訂使增速放緩PJM區(qū)域的儲能主要參與調(diào)頻市場，但受2017年市場規(guī)則修訂影響，其后儲能增速大幅降低?；赑JM較為成熟的快速調(diào)頻市場，PJM區(qū)域的電池儲能大部分由獨(dú)立發(fā)電商（IPP）所有，用于提供調(diào)頻服務(wù)。但2017年，為了控制系統(tǒng)管理問題，PJM修訂了市場規(guī)則，維持調(diào)頻服務(wù)的能量中性，要求需求響應(yīng)資源將不再只提供短周期調(diào)頻服務(wù)，儲能系統(tǒng)也將被要求延長電網(wǎng)充放電時間。市場規(guī)則的修改意味著主要用于調(diào)頻的儲能系統(tǒng)同時需要配置更大的容量和充放電周期，大幅降低了儲能的安裝增速。三、需求來源2-經(jīng)濟(jì)性加速裝機(jī)需求邊際變化1：22年8月IRA法案出臺，其中ITC政策期限延長、力度加強(qiáng)2022年8月，美國總統(tǒng)拜登簽署了IRA（InflationReductionAct）法案，其中對ITC政策進(jìn)行了更新。從邊際變化看，23年開始ITC政策的有效期限得到延長、稅收抵免力度進(jìn)一步加強(qiáng)，美國光伏、儲能等項目的經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步增強(qiáng)。有效期限進(jìn)一步延長：補(bǔ)貼將持續(xù)至2033年而后開始退坡（上一版本2022年已開始退坡）。抵免力度進(jìn)一步加強(qiáng)：1）ITC抵免劃分為基礎(chǔ)抵免（6%/30%）+額外抵免（2%-40%）；2）獨(dú)立儲能首次納入ITC抵免范圍。邊際變化2：2021年以來美國天然氣價格持續(xù)攀升，22年上半年俄烏沖突加劇價格上漲美國天然氣價格的高低離不開國內(nèi)外天然氣的供需關(guān)系，從歷史上看，2005和2008年美國天然氣的價格也曾飆升至高位，二者飆升的原因無外乎天然氣供需的錯配。我們認(rèn)為，由于2022年天然氣供需的不平衡，預(yù)計天然氣價格也將會同樣拉升。美國天然氣價格高漲主要源自國內(nèi)表前端、國際市場需求量的大幅增加。從國內(nèi)表前端需求來看，美國電力能源結(jié)構(gòu)重心正在向天然氣轉(zhuǎn)移，燃煤發(fā)電正在逐步遭到淘汰，加上今年水利發(fā)電能力因歷史罕見的干旱而減弱，導(dǎo)致美國國內(nèi)天然氣需求進(jìn)一步飆升。據(jù)EIA數(shù)據(jù)顯示，2022年以來各月份相較去年同期均有所提高，其中天然氣表前端消費(fèi)量5月同期增幅達(dá)到了13.68%，7月同期增幅13.37%位居第二，一月增幅也達(dá)到了12.23%。邊際變化：表前端ITC政策強(qiáng)化，有望助力光儲及獨(dú)立儲能項目需求持續(xù)增長美國通脹削減法案（IRA）加強(qiáng)了表前端ITC政策力度：1）首次提出，5KWh以上的獨(dú)立儲能也可享受稅收抵免（2023年起）；2）對于滿足一定條件的大儲項目，2023年起的稅收抵免比例由IRA出臺前的22%增至最低30%最高70%（基礎(chǔ)抵免30%+額外抵免10%-40%）。ITC加碼有望助力光儲（增量市場）及獨(dú)立儲能（增量+存量市場）項目持續(xù)增長。經(jīng)濟(jì)性測算1-新能源配儲：在儲能功率配比60%以內(nèi)時，光+儲LCOE低于天然氣發(fā)電機(jī)組美國多數(shù)地區(qū)的棄光率較低，主要盈利模式系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）。經(jīng)濟(jì)性測算：PPA可使項目方及下游客戶雙贏PPA（PowerPurchaseAgreement）是發(fā)電方與用電方之間簽訂的長期電力買賣協(xié)議，期限一般在5-20年，在此期間，買賣雙方根據(jù)約定好的價格履行協(xié)議，購電方可以獲得可再生能源證書（RECs）。20世紀(jì)70年代，美國遭遇能源危機(jī)，政府要求公用事業(yè)向電力生產(chǎn)成本更低的獨(dú)立發(fā)電方購電，并與之簽訂長期購電協(xié)議，PPA應(yīng)運(yùn)而生。2005年，美國新版《能源政策法》促進(jìn)了美國能源零售業(yè)的發(fā)展，PPA開始廣泛普及。美國PPA主要應(yīng)用于風(fēng)能、太陽能、水電、地?zé)崮艿刃履茉搭I(lǐng)域購電。在新能源發(fā)電項目建設(shè)初期，PPA可以為項目籌集融資，同時為協(xié)議買方提供低廉的電價。經(jīng)濟(jì)性測算2-電網(wǎng)側(cè)：輔助服務(wù)中，獨(dú)立儲能的調(diào)峰成本、效果均優(yōu)于當(dāng)前主流的天然氣經(jīng)濟(jì)性層面，對比現(xiàn)行版ITC稅收抵免政策，儲能LCOS將由108美元/MWh下降至78.3美元/MWh，且均低于天然氣調(diào)峰的175美元/MWh，經(jīng)濟(jì)性明顯。假設(shè)儲能電站為100MW，每天進(jìn)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78