2022年，盡管新型儲能盈利難的問題仍未有效破解，但各地政策致力于疏導儲能成本的努力取得了一定成果。在賦予儲能獨立市場主體地位，不斷破除儲能參與輔助服務和現貨市場障礙，以及通過容量補償機制拓寬儲能獲利渠道等方面都取得成功經驗。而國際上，受《通脹削減法案》（IRA）激勵，美國大型儲能異軍突起，也給中國儲能發展提供了一定的借鑒。面向新能源調節和電網保障運行的大規模儲能將成為未來發展方向，2023年是否即將迎來爆發點？

一、中美大型儲能發展成果

（一）中國大型儲能發展預期加強

中國儲能的發展走了一條艱難突破的道路，在商業模式不健全的情況下，近年儲能的放量得益于各地要求新能源按比例配置儲能的要求，但強制配置儲帶來運行效率低、質量參差不齊和新能源成本顯著增加等問題。2022年開始，各地政府明顯加強了市場化導向，努力通過市場交易等機制疏導儲能成本，而滿足交易門檻的大型儲能項目成為主力，其中共享儲能成為各界關注的焦點。

盡管參與市場的各項盈利尚不足以支撐儲能的高昂成本，但儲能的商業模型已初步搭建，行業正在靜候儲能成本、峰谷價差、容量補償等關鍵參數的優化，屏息期待著量變產生質變的一刻，見證大型儲能爆發式增長。

在此之前，中國儲能行業以其獨有的韌性開始了提前布局。據不完全統計，2021年底以來，全國共有山東、浙江、河北、河南等省市發布了儲能示范項目招標結果，總規模超過40GWh。盡管發布信息的項目建設情況仍不確定，但市場對于儲能的快速發展預期再次加強。同時，各地政府也將儲能發展作為促進新型電力系統建設和產業振興的重要支撐，根據中電聯統計的25省級政府制定的“十四五”儲能裝機目標，總規模已超60GW。

（二）美國大儲異軍突起

與歐洲戶用儲能為主不同，美國走的是表前（大型）儲能的道路。得益于美國部分州的新能源快速發展以及政策的大力支持，近兩年美國大型儲能異軍突起。

2021年，美國新增儲能裝機量首次突破10GWh，而表前儲能占比超過80%。受益于加州對儲能的補貼以及容量購買政策，加州儲能裝機增長最明顯，2021年并網儲能占比達到60%。

2022年8月，美國通過通脹削減法案（IRA），擴展了對儲能的ITC（投資稅收抵免）支持范圍、力度和時間。IRA將獨立儲能納入補貼范圍，滿足一定條件的儲能項目的抵免力度可達到投資額的30%，儲能市場得到極大激活。據伍德麥肯茲數據，2022年上半年美國表前儲能新增裝機達5GWh，業內預測全年有可能達到13GWh-15GWh，而2023年裝機將翻番。

美國大型儲能呈現出配置時長持續增長的趨勢。根據相關研究報告顯示，美國開發和在建項目平均時長已超過3小時。向長周期儲能發展，是大型儲能服務于電網調節運行的必然趨勢，將極大增加對儲能總容量的需求。

二、詳解中美儲能盈利模式

（一）中國儲能多項收益齊頭并進

近年來，我國能源主管部門出臺了多項儲能政策文件，除電網側替代性儲能外，基本思路是依靠市場化手段，促進儲能獲利能力的改善。整體來看，儲能的盈利方式包括以下幾類：

1.參與輔助服務獲利

根據輔助服務的市場化程度，又可以分為市場化輔助服務和 “兩個細則”確定的固定補償，各地輔助服務的標準又呈現出較大的差異性。市場化方面，比較典型的有南網區域的調頻和備用輔助服務市場、廣東需求響應補償市場。由于輔助服務市場的復雜性，當前輔助服務市場是電網公司代理需求方的單邊市場，且全國輔助服務市場化程度仍較低。

固定補償方面，各區域通過“兩個細則”對調頻、調峰、備用等輔助服務提出固定額度的補償，相當于人為對調節資源進行定價，而各地固定補償標準對儲能的支持力度不一。而根據筆者的研究，不管是市場化還是固定補償，全國大部分地區的輔助服務收益對支持儲能獲利仍有較大的差距。

2.參與電能量市場獲利

利用電能量市場的峰谷價差進行套利，隨著現貨市場的推進，理論上儲能的應用場合更加廣泛，其盈利方式也更加靈活。但隨著價格的波動將促進更多的靈活性資源進入市場調節，現貨市場價格高低與出現時段也更加具有不確定性，通過現貨市場獲利面臨較大的風險，單純以現貨市場支撐儲能大規模發展，在我國當前現貨市場價格水平下仍較難。

3.容量租賃收益

由第三方投資建設的大型獨立儲能電站（獨立儲能），通過將全部或者部分容量租賃給新能源電站等需求方，從而獲得租賃收益的方式。容量租賃是按能力付費的方式，提供了一種儲能電站獲得穩定收益的渠道，類似抽水蓄能的容量電價，與新型儲能的資產屬性進行了很好的匹配。但現階段，各地缺乏容量租賃的定價標準。此前，河南出臺了政府層面的指導建議價格200元/kWh·年，廣西為160元-230元/kWh·年，但如果按照成本+收益的定價方法，大型儲能電站容量租賃按照300-350元/kWh·年才符合當前儲能建設成本。

容量租賃延伸到電網側，就是電網側儲能的容量電價。盡管當前各地尚未出臺針對電網側替代性儲能的容量電價細則，但服務于電網的南網調峰調頻公司的儲能電站已采用類似方式。根據批露信息，南網調峰調頻的電網側獨立儲能主體與電網公司簽署電能轉換及調峰服務協議，為電網提供快速備用、區域控制、日常存儲和孤島運行等輔助服務，并收取容量電費。南網調峰調頻公司在運的30MW/62MWh儲能項目年收益約為2185萬元，按容量計算的容量租賃費用約為350元/kWh年。

4.作為收益補充的容量補償收益

容量補償是對機組有效并網容量的補償，以激勵機組保電力供應的貢獻。以山東為例，在用戶側電費中包含一部分容量電費（基準為99.1元/兆瓦時，不同時段系數不一樣），而容量電費形成的資金池對電網中的機組按照有效容量（考慮時長）進行補償，通過容量補償使發電小時數低但一直運行的機組獲得合理的成本補償，能提升電網的備用安全水平。在山東，儲能也能獲得容量補償，部分體現了儲能的備用和保供價值。

儲能可以參與以上多種調節，可按照其發揮的作用獲得收益。但容量租賃是否可以與其他收益疊加尚存爭論，筆者認為如果加裝儲能僅作為新能源并網的“路條”，可以進行收益疊加，但這明顯違背了政策制定者對于讓儲能發揮調節作用的初衷。所以收益疊加的模式很有可能改變，部分省份出臺的文件中已漸露端倪。未來容量租賃的模式很有可能變成投資人獲得容量租賃收入，而承租人獲得所租容量的使用權和參與市場的收益權。盡管已具備以上的獲利方式，但不可否認的是我國儲能的商業模式仍不是很明確，收益水平較低仍是阻礙儲能發展的重要障礙。

（二）美國：市場+政策雙向發力

美國儲能發展需求來自于加州、德州等州大比例新能源帶來的電網運行壓力，借助較為完善的電力市場環境，2018年美國儲能就已具備參與電能量、輔助服務和容量市場的條件。目前美國大型儲能的收益主要來自電能量市場套利、輔助服務收入和容量電價。

1.電能量市場套利。隨著風光發電占比的提升，特別是光伏帶來的“鴨形曲線”效應，現貨市場的電價差拉大，儲能的峰谷套利機會更大。但實踐表明電能量市場套利收入占比有限，以加州為例，根據CAISO的模擬仿真結果，2021年加州PG&E服務區日前現貨市場平均最大價差僅為0.06美元/kWh左右，年峰谷套利收入在總收益中占比較小。

2.輔助服務收入。隨著新能源發展以及常規調節電源退出，儲能參與調頻等高價值輔助服務的機會增多。但調頻服務的規模有限，不足以支撐很大規模儲能的發展。仍以加州為例，2021年加州輔助服務市場規模為1.6億美元，但多年來整體市場規模維持穩定。自2021年以來，調頻價格由于參與輔助服務的儲能項目增多而逐步下降。

3.容量收益。容量短缺是加州等新能源占比高的地區電力發展面臨的重要挑戰，電力公司采用長周期容量購買方式能夠增加電網的容量充裕度，也為儲能提供了穩定的收入。據BNEF資訊，南加州愛迪生電力公司（SCE）將斥資12億美元投資電池儲能，同時為這些電池儲能提供20年的長期資源充裕性合約，合約價格達到9.23美元/kW·月（折算為110.76美元/kW·年），該部分容量收益占儲能收入的一半以上。?

除市場收益外，政策支持對于美國儲能發展也非常重要。美國IRA政策的實施，滿足條件的大型儲能得到30%的投資稅收抵免（ITC），能提高IRR收益約4個百分點（按10年回收期計算），ITC成為決定儲能盈虧平衡的關鍵因素。同時，加州加大了SGIP補貼對儲能的支持力度，計劃未來十年新增15GW的表前儲能，以應對越來越突出的“鴨形曲線”問題，極大刺激了加州儲能的發展，也是加州儲能容量在美國占比過半的重要原因。

三、現實困難與建議

隨著儲能盈利模型越來越清晰，行業分析人員都期待2023年迎來儲能的翻番行情。但要實現儲能盈利模型關鍵指標的優化，使儲能獲得正收益，點燃行業的爆炸點，仍存在一定的現實問題。

（一）現實問題

根據上述分析，中美儲能在發展方向、盈利模式以及發展進程上，具有較多的相似性。總體上儲能在中美都面臨不同程度的盈利問題，分解來看是儲能成本是否完全與市場相匹配，是否需求政策加持以及扶持程度等問題：

1.成本方面。現階段儲能成本過高是制約盈利模式推廣的核心原因，僅依靠儲能的市場屬性，其過高的成本在當前的電力市場環境中無法進行回收。我國僅廣東等省份，有條件給予儲能調峰超過其度電成本的收益；而美國也僅在加州等少數光伏占比高的地區以較高價的直接容量采購方式促進儲能的發展。上述地區儲能的發展都存在政策傾向性，但全面推廣可能帶來終端電費的上漲。單從調峰、調頻、電量轉移等功能來看，儲能面臨火電深調、可控負荷、電動汽車等更廉價的調節資源的替代，新型儲能完全依靠市場調節進行快速準入，仍依賴于新型儲能成本的較大程度下降和技術水平的持續提升。

2.我國電力市場與現有機制的矛盾。從完全市場化的角度，儲能的大規模發展以及調節收益的提升，來自于電力系統對調節性資源需求的持續上升。也就是說，電力供需、安全調節的不平衡程度越高，儲能才有更大的發展機會。但在中國，電網公司對系統安全的總托底，保障了中國電力的平穩供應。以市場化手段促進各類調節性電源的發展，以價格為指揮棒促進新型儲能的準入，勢必要求電網保障托底的逐步退出，但這可能是一把動搖電網安全基礎的雙刃劍，也面臨很多操作上、權責分割上的困難。

3.政策的扶持。美國采用了市場與政策雙輪驅動的方式，政策很好的彌補了儲能真實成本與市場收益的差距，從而暴發出了猛烈的勢頭。政策扶持曾是中國新能源產業發展的鑰匙，但現在：電力市場環境更好的美國，在不斷加強儲能、光伏等新能源產業的政策扶持力度，以實現新能源產業的超車；而中國似乎吸取了可再生能源補貼包袱的前車之鑒，對于儲能的實質政策支持有限，而寄希望于“萬能的市場”，這不能不說是一件值得深思的事情。

（二）建議

僅就本篇分析內容，提出幾點相關建議如下：

1.政策支持仍很重要。市場機制是儲能長遠發展的基礎，但在行業距市場化還有一步之遙的時候，政策助力踢出臨門一腳也非常關鍵。盡管大規模財政補貼已不現實，但參照美國出臺投資稅收抵免政策，既能極大提振儲能的投資熱情，促進產業的發展壯大，也不會增加國家財政壓力。

2.提高容量收益比例。相對于具有較大風險的輔助服務和現貨市場交易，容量收益對于儲能能提供更加穩定的收益，更符合儲能的資產特性，對于增長儲能投資信心作用明顯。建議在政府規劃和監管的前提下，加大電網公司的容量采購力度，可以有效促進大型儲能發展，規范儲能電建設和運行標準，以及提升電力系統的調節能力和保障能力。

3.充分考慮不同地區的差異。與美國類似，中國新能源發展程度具有明顯的地區差異，青海、甘肅、冀北等省級電網新能源占比早已超過50%，在作為整體平衡單元的各個區域電網中，西北、東北、華北的新能源占比也顯著高于其他區域，面臨的調節壓力更加明顯。考慮不同區域裝機稟賦與產業差異，在電力市場建設和政策制定過程中，如何構建新型儲能廣泛參與的現貨市場和輔助服務市場，應做到因地制宜、各有側重。