中美储能市场的政策经济性对比

中国：从强制配储到共享储能，储能市场化导向明确

2012-2021 年，从电网侧储能到强制配储，中国电化学储能处于政策探索期。2017年国内储能第一个指导性文件《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，2018 年国内电化学储能迎来发展元年，电网侧储能需求率先爆发，当年电化学储能累计投运规模突破 1GW。2019 年国家发改委明确电化学储能不计入输配电定价成本，储能投资增速阶段性回落。随着 2020 年双碳目标确立，多个省份出台鼓励和强制发电侧配储政策，储能投资主体由电网侧向电源侧转移，电化学储能正式进入发展黄金期。国内主要省份强制配储要求为新能源装机规模的 10-20%，连续充放电时长 2-4h，新疆、内蒙古配置要求相对较高，分别达到 25%、4h 和 15%、4h。

2022 年，从顶层设计到实施细则，储能市场化路径愈加明晰。以往相关市场规则主要明确储能可参与调峰辅助服务市场，但对于储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则设计不够完善。储能在电力市场中的身份定位和投资回报机制不够清晰，一定程度上影响了市场主体投资建设的积极性。2022 年 6 月发改委等部委印发《“十四五”可再生能源发展规划》指出“明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制等”。顶层设计下，独立储能开始可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，进一步细化了独立储能参与电力市场的盈利方式。同时，后续明确了充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等，解决了原先充电电量价格机制不明确的问题。除此之外，随着各地“共享储能”政策纷纷出台，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，储能市场化探索开始进入快车道。

辅助服务+电力现货改革+容量租赁多头并举，未来独立储能经济性提升可期。单个100MW/200MWh 的独立储能初期投资总额接近 4 亿元，如达到项目良好盈利水平，项目全年收益水平需达到 6000 万元以上。

考虑未来辅助服务市场放开、电力现货市场改革和容量租赁的扩大，独立储能经济性未来将伴随市场改革实现多重收益：

1）辅助服务

2021 年底《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》提出储能可成为辅助服务的参与主体并将拓展电力辅助服务新品种。同时，《“十四五”新型储能发展实施方案》提出推动储能作为独立主体参与各类电力市场。顶层制度设计定调，独立储能未来有望参与调频等多种形式的辅助服务市场。

2）电力现货市场

目前“8+6”省份的电力现货市场改革加速推进，在电力现货市场上，储能除获取峰谷价差收益外，未来不断完善的容量电价机制和电力中长期市场有望是储能新的收益来源。除此之外，储能充电电量逐步明确不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升项目峰谷价差收益的水平。

3）容量租赁

多个省份 21 年先后出台各自的新能源强制配储政策，鼓励“容量租赁”的共享模式可进一步扩宽储能收益来源。

目前中国独立储能收益模式主要分为两种。在电力现货市场未建立地区，青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿+容量租赁为主。在山东等建立电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利+容量租赁+容量补偿为主。以 100MW/200MWh 的独立储能为例，目前独立储能两种商业模式下，稳定的可预期收益每年可达到 4000 万元以上。

用户侧储能经济性：峰谷价差套利是当前用户侧储能收益的主要来源。现行政策场景下，用户侧储能收益包括用户电费管理收益、峰谷套利收益、调频收益、需求响应收益。峰谷价差套利是用户侧储能收益的主要来源，可占储能收益的 50-80%。

2022 年浙江用户侧储能高经济性开始显现，原因主要系于：

1）浙江大工业和一般工商业一天内存在多个低谷、高峰和尖峰电力价格时间段，这为 2h 的用户侧储能带来单日充放两次的套利机会；

2）一般而言，平均峰谷价差达到 0.7 元/kWh，用户侧储能初步具备经济价值。从 22 年 1-8 月电价差看。浙江平均峰谷价差超过了 0.92 元/kWh。随着尖峰电价逐渐在多省实施，尖峰电价的执行将进一步导致峰谷价差拉大。

根据北极星储能统计，目前有 23 个省市最大峰谷价差超过 0.7 元，峰谷价差拉大正成为驱动用户侧储能项目建设的重要因素。

未来政策将产生多种收益方式，用户侧储能经济性凸显。目前用户侧储能可参与现货市场套利和削峰填谷等电力辅助服务市场。以浙江 10MW/20MWh 独立储能为例，在日充放电 2 次，并参与削峰填谷电力辅助服务的情况下，项目 IRR 可达 8.52%，用户侧储能经济性逐渐显现。未来政策场景下，用户侧储能主要新增收益点为参与现货市场获得的电量收益、独立参与辅助服务市场获得的补偿收益、参与碳交易市场获得的收益、实时电价环境下的调节储能获取收益和采用共享储能模式获取收益等。多种收益模式下，用户侧储能经济性有望进一步凸显。

中国山东：政策探索不止，经济性曙光已现

为促进储能发展，山东针对性推出了多项政策和机制创新。山东电网架构完善，具备承受多个储能电站快速充放电的条件，除此之外，山东标杆电价达到约 0.4 元/度，而西北省区标杆电价仅为 0.3 元/度，电价高给储能带来较好的经济性，所以山东 2020 年在全国较早的推行新能源配储，并开始构建以峰谷分时电价为主的储能市场。在建立电力现货市场之前，山东推出多项政策规定储能在调峰市场优先出清、奖励优先发电量。针对新能源配储面临的项目调度和并网困难，山东鼓励将分散的新能源配储项目集中建设，并率先鼓励租用的共享储能模式。在 2022 年初现货市场正式运营后，山东出台多项政策引导建立现货市场下的储能盈利机制，其中明确独立储能可自主参与调频辅助服务或以自调度模式参与电能量市场、明确储能电站参与市场交易的用电量不承担输配电价和政府基金等，储能在山东的发展走向市场化进程。

商业化示范初见成效，山东储能发展迈入市场化驱动阶段。山东首批 5 座独立示范储能项目于 21 年底陆续投运，容量共计 501MW/1002MWh。22 年 3 月，3 家独立储能首次参与山东电力现货市场交易，山东成为国内首个独立储能参与电力现货市场的省份。根据山东电力调度控制中心数据，2022 年 H1，山东运行中的新型储能累计充电 1.63 亿千瓦时，累计放电 1.36 亿千瓦时，效率为 83.6%，其中 5 座独立示范储能电站累计充电 1.18亿千瓦时，累计放电 0.94 亿千瓦时，效率为 79.0%。目前山东储能项目在现货市场的收益主要由峰谷价差套利、容量电价和储能租赁构成，储能发展进入市场化驱动阶段。

山东“共享储能”引领全国发电侧储能盈利模式创新。共享储能电站是指在新的接入点（新能源场站汇流站等），作为独立节点接入输电线路，通过关口表单独计量并接受电网统一调度的储能电站。“共享储能”模式的主要优势在于为储能拓展了容量租赁的收益模式。根据山东“十四五”新能源规划，到 25 年底，山东预计新增风电 5GW/集中式光伏9GW，如按照储能配置要求 20%和 2h 计算，“十四五”期间，山东储能配置需求为2.8GW/5.6GWh。考虑 20 年山东竞价光伏项目和 21 年市场化配置新能源项目合计产生的储能配置容量 1.2GW/2.5GWh，山东合计储能配置需求达 4GW/8GWh，“共享储能”的容量租赁空间巨大。目前山东的共享储能电站已经具备一定的投资价值，以100MW/200MWh 的独立储能电站为例，投资总额接近 4 亿元的情况下，考虑调峰补偿收益、现货市场套利和容量租赁，电站每年总收益可接近 5000 万元。

25 年，山东新型储能累计装机有望达到 5GW。截止 22 年 9 月底，山东已投运新型储能电站 45 座（0.84GW/1.77GWh），其中独立储能电站 7 座（0.51GW），新能源配建储能 38 座（0.33GW）。22 年 4 月，山东公布第二批 29 个储能示范项目，总装机达3.1GW，包括 25 个（2.56GW）的电化学储能和 4 个（0.54GW）的新技术类储能项目。根据《山东电力发展“十四五”规划》，到 25 年，山东新型储能设施规模达到 5GW。随着第二批储能示范项目将在 23-24 年陆续投运，24 年和 25 年山东新型储能投运规模将达 4GW/5GW。

美国：储能政策矩阵完善，ITC 政策长期激励

2006 年-2021 年，政策矩阵不断完善，ITC 激活需求。美国储能政策经过多年更新完善，已形成联邦到各州的储能政策矩阵。联邦层面出台多个储能激励、储能市场化政策和储能技术突破政策。美国联邦投资税收抵免（ITC）政策实施多年，对于新能源配置储能的项目，最高可以抵减 30%的投资额。在联邦税收抵免基础上，各州分别出台储能补贴和储能采购计划等，储能市场得到极大激活。在储能市场化方面，2008 年联邦政府开始为储能进入电能批发市场提供制度保障，2013 年提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务并明确了电储能提供辅助服务的结算机制。2018 年联邦能源管理委员会（FERC）发布 841 号法案，要求系统运营商消除储能参与容量、能量和辅助服务市场的障碍，允许电储能参与容量、电量和辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应补偿。

美国储能商业模式多元，目前主要收入正从辅助服务转向峰谷价差套利。美国电力市场机制设计完善，不同储能收益主要系不同地区的电力市场机制的差异，目前美国大型储能的收益主要来自峰谷价差套利、电力辅助服务和容量电价等：

1）峰谷价差

美国储能项目开始从峰谷价差套利中获得主要收入，随着风光发电占比持续提升，未来峰谷价差将进一步拉大，储能在电能量市场将有更好的经济性。以加州为例，上午峰谷价差从 2020 年的 15 美元/MWh 上涨至 2Q22 的 50 美元/MWh，晚间峰谷价差从 2020 年的 50 美元/MWh 上涨至 2Q22 的 100 美元/MWh。除此之外，抓住极端电价的机会也将带给储能项目较高的经济回报。

2）辅助服务

2021 年，美国加州辅助服务市场规模为 1.6 亿美元，多年来整体市场规模比较稳定。自 21 年以来，调频价格由于参与辅助服务的储能项目增多而逐步下降，辅助服务收益占比未来可能会下降。

3）容量电价

美国加州，储能项目可签订长期容量电价合约，按照项目能够提供的容量获取固定补偿。容量电价的补偿标准主要与当地灵活性资源的多少有关，随着老火电机组和其他电力系统冗余减少，容量电价具有长期收益的确定性，整体补偿标准稳中有升，以加州为例，2020-2022 年，备用容量的容量电价在 50-80 美元/kW*年。

2020-2021 年加州独立储能出力类别

以 2016 年投运的加州 Pomona 项目为例，该项目容量为 20MW/80MWh，过去 4年的年均净收益可达 32 万美元/MW 以上。稳定的容量服务合同收入可占项目年收益的35-40%，其余调频和能量收入为项目提供了弹性收入来源。我们假设，该项目 2016 年初始投资成本为 0.6 美元/Wh，则项目初始投资成本达到 4800 万美元，当前项目年收益为640 万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为 8-9 年。

美国储能项目经济性稳定，未来收益率有望稳中有升。若美国储能初始投资成本为 0.40 美元/Wh，则单个 100MW/400MWh 的储能项目初始投资成本为 1.6 亿美元，考虑容量电价+现货市场价差+辅助服务三种收益，项目年收益为 2300 万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为 7-8 年，经济性已经较为突出。

美国加州：储能电池效益显著，未来欣欣向荣

加州 SGIP 补贴刺激需求，未来十年计划新增 15GW 表前储能。为鼓励早期储能发展，加州 2013 年开始针对大型电力公司实施强制配储计划，有力地推动了加州储能项目的快速部署，率先在美国推广储能应用。加州自发电激励计划（SGIP）于 2001 年启动，早期主要补贴加州分布式发电，后于 2009 年正式将储能纳入补贴范畴，并在 2014 年开始将 75%的激励预算分配至储能，目前 SGIP 对于不同类型储能的补贴水平可达 0.2-1.0 美元/Wh。2022 年加州储能发展规划中，计划未来十年加州新增 18.9GW 公共事业规模太阳能和15GW 表前储能。长期以来，鼓励储能的战略导向保障了加州储能稳定的利润空间，不断推动加州储能加速发展。

储能电池在加州电力系统的作用日益凸显，日内放电功率突破 2GW。2020 年之前，加州地区主要通过天然气发电和电力进口解决净负荷的日内波动。2020-2021 年加州储能电池在电力系统的应用规模呈现快速增长，2021 年加州电化学储能累计装机达到2.5GW/9GWh。从实际运行看，以 2022 年 7 月 13 日为例，储能电池日内最高放电功率突破 2GW，日内最高储能放电电力占比突破 6%，日内最高储能充电电力占比突破 10%，均大幅高于 2020 年和 2021 年同一天的水平，日内储能放电量占用电量比例突破 1%。此外，我们通过比较电池充放电与净负荷曲线，发现储能电池充放电时间段与净负荷变化时段基本重合，在每天上午 7 点-12 点期间，加州储能电池利用可再生能源发力和净负荷下降充电，在每天下午 16 点-21 点期间，储能电池充分放电，缓解了净负荷快速爬坡带来的电网不稳定。

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