储能行业专题报告3：美国储能市场政策驱动商业模式成熟-210910（27页）.pdf

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1、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、

2、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，既可以发电又可以耗电的资源”。为促进储能在电力市场的灵活使用，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

3、。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，光伏组件衰减系数 0.01，储能年衰减系数为 0.01。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

4、工资 10 万美元，每年提高 5%。通过经济性测算得，项目 IRR 为 4.8%，投资回收期 12.37 年。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。表前市场增长来自新能源+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高，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%储能时长 3.5 小时来估算，风电配储能按照配比 3%储能市场 2 小时，远期配比 15%储能市场 3.5 小时估算。我们预测，美国 2025 年新能源发电配套储能电站新增装机容量为19.3GWh，其中光伏配套 12.61GWh，风电配套 6.7GWh。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%，预计 2025 年调频储能新增容量 0.7GWh。根据日发电量推测电力市场的调峰容量需求，预计 2025 年调峰储能新增容量 5.3GWh。