中美英储能发展现状

我们关注英国、美国储能政策及市场变动对行业发展的驱动，2020 年，美国、英国和中国储能装机，均在政策激励下高基数高增长；2021年，美国储能市场和中国储能装机均持续高增长。

美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长

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。

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。

中国：政策密集，将迎来快速增长

对照欧美发展路线，储能顶层政策逐渐完善。2021 年下半年来，面向储能的国家级政策频出，各地也陆续出台省市级政策支持新型储能及抽水蓄能发展。国家级政策的部署，明确储能的市场地位，并引导电源侧和用户侧储能发展。国家级政策主要包括：

1）明确市场地位：明确了储能的市场主体地位，并允许参与各类电力市场。提出至 2025 年，新型储能装机规模达 3000 万 kw以上；2030 年，新型储能全面市场化发展的目标。

2）用户侧：拉大峰谷价差：要求上年度最大系统峰谷差超过 40%地区，峰谷电价价差不低于 4:1，其他地方不低于 3:1。建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于 20%。

3）电源侧：明确配臵储能比例和并网消纳规模。鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰，明确了初期调峰挂钩比例按功率的 15%，功率比例的 20%以上可以优先并网，明确时长 4 小时以上，兼顾储能型调峰的物理性质与电力系统平衡需求。