美国表前储能持续性因素有哪些？

能源转型已转变为政策和经济双轮驱动，政策支持仍是储能发展的重要加速器。

1.表前储能持续性因素一：IRA法案预计将加速美国储能发展

RA法案增大了储能和光伏ITC政策支持范围、力度和持续时间，有望加速美国储能发展。  适用范围：根据2022年8月美国总统签署的IRA法案，首次将ITC政策拓展到独立储能，不再需要与光伏配对。

 ITC政策： （1）户用项目：对于户用太阳能和所有超过3kWh的户用储能，从2023年起将有资格获得30%的ITC，2033年开始递减。 （2）商业项目：小于1 MWAC 的商业太阳能可以获得30% ITC；对于大于1 MWAC 的商业太阳能和高于5kWh的商业储能 项目，基础抵免为6%，在满足现行工资和学徒制要求进一步获得24%抵免，总抵免同样为30%。商业项目抵免政策直至 2025年，2025年及之后的抵免取决于财政部确定是否达到了碳减排目标。 （3）附加条款：1）40%以上美国本土制造，额外抵免10%；2）位于棕地或关闭燃煤电厂的“能源社区”，额外抵免 10%；3）位于低收入社区或部落土地，且项目容量小于5MW，额外抵免10%；4）作为低收入住宅建筑或经济效益系统 的一部分，额外抵免20%。

最新ITC政策扩围到独立储能项目，有望释放更多场景的储能需求。 储能应用场景具有多元化特点，ITC政策扩围有利释放更多场景储能需求。基于EIA的2021年电池储能数据，我们统计分 析可以看出2021年新增的各电池储能项目普遍同时应用于多个场景，包括价差套利、调频、爬坡/旋转备用等。尽管未来 价差套利仍有可能是储能重要的场景，但其他场景需求仍有增大趋势，ITC政策扩围有利于其他场景储能需求的释放。

 ITC扩围有利于释放“鸭型”曲线外的其他类型移峰填谷需求，独立储能相应有望加速发展。发电结构和负荷曲线的特征 决定了各地区净负荷特性，美国各州电源结构差异较大，净负荷特性也存在较大差别。其中，高光伏占比的加州等地区容 易产生“鸭型”曲线问题，即低谷在白天、高峰在晚上的净负荷曲线，光储混合建设有利于实现该情形的移峰填谷。但对 于风电占比较高的德州等地区，净负荷曲线的峰值通常出现在下午4点之前，早于负荷峰值2小时左右，因为4点以后风电 的出力增长快于负荷需求。对于后种情形，光伏配储起到移峰填谷的作用大幅减弱，而独立储能更适合该情形。

2.表前储能持续性因素二：新能源加速发展预计将增强储能发展确定性

以加州为代表地区通过政策加速零碳电力转型，“新能源+储能”是实现零碳电力的关键方案。以加州为例，2021年6月 加州公用事业委员会（CPUC）决议于2023-2026年新增并网11500MW净合格容量（NQC），原决议包含1500MW火 电采购计划。但为落实加州“SB 100”法案，CPUC最终决议取消火电采购，采用了以“新能源+储能”为主的零碳方案。 加州能源委员会（CEC）论证表明，为满足加州电力可靠性要求，零碳方案将采购超过10000MW储能。

 新能源性价比不断增强，经济动力也将驱动更多州加速新能源发展和传统电源退役。即使不考虑IRA的最新ITC政策影响， EIA的2022年能源展望报告预计后续几年美国新能源度电成本（LCOE）仍将低于天然气发电，尤其在新旧能源转换过程 中天然气价格上涨压力不断增大，新能源在很大程度上已由政策驱动转变为经济驱动。叠加最新IRA政策刺激，以及更多 传统电源退役，预计美国更多州将加速新能源发展，新能源也将成为满足负荷需求增长和补充传统电源退役缺口的主力。

预计IRA将扩大传统调节资源缺口，储能有望迎来加速增长。预计IRA法案将加速新能源成为更多州新增电源主力，伴随 传统电源退役增加且增量份额减少，因此调节资源缺口增速将显著高于新能源增速，驱动储能加速发展。

表前储能通常纳入电力规划，规划数据按月动态更新。当前美国表前储能纳入到EIA电力规划项目清单中，相关数据月度 更新，规划数据统计相较月度更新数据发布时间存在2个月滞后。  2022年储能并网延期现象较为突出，强化后续年份增长预期。据EIA历史数据，2022年储能规划并网6123MW，其中前8 个月规划并网3851MW。据EIA最新数据（2022.10），2022年前8个月储能实际建成并网2253MW，延期现象较为突出， 主要系供应链紧张和美国光伏反规避调查所致。预计随着这些负面因素缓解，延期将会强化后续年份增长预期。

 2023年储能规划并网规模逐月增长，2024年规划值在今年9月出现激增。对比EIA各月电力规划数据，我们发现2023年 储能规划规模不断增长，2022年2月、8月、9月和10月发布2023年储能规划规模分别为4321MW、7415MW、 7616MW、8107MW。对于2024年，8月和9月之间发布的储能规划规模出现跃升，两者分别为3756MW和9241MW。 2024年规划跃升主要来自德州地区，我们认为可能与IRA政策刺激有关，该政策利好德州独立储能发展。

3.表前储能持续性因素三：ITC政策和储能降本预计将提升储能经济性

IRA法案预计将增大加州表前储能IRR平均值至13.12%，并提升储能投资方对市场收益波动的承受能力。在IRA法案下， 2023年基础ITC可提升至30%，加州表前储能IRR平均值可增大3.33pct。据CAISO在2021年结算数据，加州储能实际市 场收益介于47-137$/kW·yr，反映了不同市场主体的市场收益之间存在较大差别。此外，参与电能量市场和辅助服务市场 的收益本身也存在年度间波动。从左下图可以看出，市场收益波动很容易导致在22%ITC下储能收益率降至合理收益要求 （例如8%）以下，而更高ITC可显著改善对市场收益波动的承受能力。

 储能降本是持续改善表前储能经济性的重要动力，尤其是对于缺乏容量收入支持的地区。对于德州等缺乏容量机制地区， 储能收益几乎完全取决于参与电能量和辅助服务市场收益，这些收益受到不同市场供需关系影响，面临较大波动风险。储 能经济性最终的关键动力仍依赖储能系统降本。据NREL分析，与持续时间较短的电池储能相比，较长时间的电池储能的 预计总系统成本下降得更快，该降本特点也正好契合储能持续时长增加的趋势。