表前市场高增，开启美国储能新篇章.pptxVIP

1为什么美国储能市场2020年开始高增？原因1：美国电网基础弱，依赖电力辅助服务完成新能源消纳原因2：电池储能可参与电力批发辅助服务市场，盈利模式确立 原因3：电网侧光储优于天然气；发电侧光储PPA已具经济性请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明4美国电池储能高增：2020年电池储能新增装机489MW，YOY+199 ；2021年预计同增776?美国电池储能的发展主要与三个因素相关：新能源（尤其是光伏）发电渗透率，政策是否提供了合理的盈利模式，电池储能的成本。按上述因素的发展变化，可将其过往发展历程分为三个阶段：2014年前的萌芽期（年新增电池储能100MW以下）、2015-2019年 的发展期（年新增电池储能300MW以下） 、2020年后的高增期。从下图可以明显看出，2020年是美国电池储能发展的拐点，即便上半年受疫情影响，全年装机依旧达到489MW，同增199?；2021 年已计划的装机就达到4.3GW，同增776?。图：美国电池储能新增装机量（MW）5数据来源：EIA，BP，天风证券研究所美国电池储能高增：主要贡献来自表前市场按照安装位置的不同，可将储能电站分为表后与表前市场，由 于户用、工商业储能一般放在电表后，一般称为表后市场，地 面电站或输电线路中间的储能在电表前，称为表前市场。在全部电池储能装机中，表前市场贡献了80?以上的份额，主要 因为美国60 +的光伏装机以及多数风电装机是在地面电站，储 能贴近新能源安装具有更强的经济性。从下图可看出，美国表前储能市场在2020Q3开始高增，本报告 主要讨论其高增的原因、相关投资厂商以及受益者。图：储能安装在新能源电站附近具有更好的经济性图：美国光伏电站装机主要来自地面电站9.0图：美国储能电站装机主要来自表前市场单位：GW8.07.06.05.04.03.02.01.00.06.35.24.43.63.02.63.22.72.32.51.61.01.41.91.01.21.41.21.11.41.00.70.60.40.80.50.60.70.90.40.70.50.5 0.80.30.30.50.50.50.60.40.40.70.90.80.40.71.00.90.20.20.30.30.70.70.40.70.40.40.50.60.6 0.60.6 0.60.60.50.60.60.60.60.50.50.60.615Q115Q215Q315Q416Q116Q216Q316Q417Q117Q217Q317Q418Q118Q218Q318Q419Q119Q219Q319Q420Q120Q220Q320Q421Q1户用光伏工商业光伏地面电站6数据来源：WoodMackenzie，LBNL，天风证券研究所原因1-美国特色：美国电网基础弱+无法全国调度=主要依赖电力辅助服务完成消纳美国电力系统较为复杂，一半的地区为发输配售电一体化的模式，另外一半经过改革形成了三大层级：第 一层级：负责监管与规则制定的FERC和SPUC。第 二层级：负责各地区电力市场交易和建设规划审核的7大独立电网运营商。第 三层级：负责发电厂建设与运营的独立发电厂（IPP）与电力公司等。美国电网基础设施建设多在数十年前，存在线路老旧等问题，且改造成本高，因此联邦目前无法实现全国各地之间的调度，新能 源消纳问题需要各地自行解决。随着其电力辅助服务市场的完善，调峰、调频等各类功能均可在系统上进行匹配交易来完成，所以新能源电站在发电过程中只需要考虑发电价格，而无需考虑消纳。图：美国电改后电力系统的三大层级 图：美国电力辅助服务市场较为完善监管 FERC SPUCCAISOERCOTISO-NEPJM电网NYISOMISOSPPElectric UtilityCommercial IndustrialIPP电厂7数据来源：FERC，NERC，中国电力，北极星售电网，天风证券研究所原因2——改变：2018年起允许电池储能系统参与电力批发和辅助服务市场竞争，盈利 模式确立随着新能源装机的增长，对储能等调峰需求也快速增长，而美国抽水蓄能等其他储能方式在2010年后基本处于停滞状态，导致电 池储能成为刚需，但此前储能政策更多针对用电侧，或者是只制定目标而无配套经济手段。2018年2月，FERC出台的841号法案在国会通过（谈判始于2016年），规定区域传输运营商（RTO）和独立系统运营商（ISO）必 须消除电池储能系统参与批发电力市场的障碍，重新制定规则允许电池储能系统参与电力批发和电力辅助市场竞争。2018年12月， 区域电网运营商提交了对应的修正方案。自此，大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式，即PPA或电力辅助服务，分别对应发电 侧和电网侧，此后电池储能装机正式进入高增期。图：2018年以前美国电池储能政策