一、中美大型儲能發(fā)展成果
（一）中國大型儲能發(fā)展預期加強
中國儲能的發(fā)展走了一條艱難突破的道路，在商業(yè)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(zhì)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(guān)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(yè)模型已初步搭建，行業(yè)正在靜候儲能成本、峰谷價差、容量補償?shù)汝P(guān)鍵參數(shù)的優(yōu)化，屏息期待著量變產(chǎn)生質(zhì)變的一刻，見證大型儲能爆發(fā)式增長。
在此之前，中國儲能行業(yè)以其獨有的韌性開始了提前布局。據(jù)不完全統(tǒng)計，2021年底以來，全國共有山東、浙江、河北、河南等省市發(fā)布了儲能示范項目招標結(jié)果，總規(guī)模超過40GWh。盡管發(fā)布信息的項目建設(shè)情況仍不確定，但市場對于儲能的快速發(fā)展預期再次加強。同時，各地政府也將儲能發(fā)展作為促進新型電力系統(tǒng)建設(shè)和產(chǎn)業(yè)振興的重要支撐，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計的25省級政府制定的“十四五”儲能裝機目標，總規(guī)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(fā)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(wǎng)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(jù)伍德麥肯茲數(shù)據(jù)，2022年上半年美國表前儲能新增裝機達5GWh，業(yè)內(nèi)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(xiàn)出配置時長持續(xù)增長的趨勢。根據(jù)相關(guān)研究報告顯示，美國開發(fā)和在建項目平均時長已超過3小時。向長周期儲能發(fā)展，是大型儲能服務(wù)于電網(wǎng)調(diào)節(jié)運行的必然趨勢，將極大增加對儲能總?cè)萘康男枨蟆?/p>
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(wǎng)側(cè)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(wù)獲利
根據(jù)輔助服務(wù)的市場化程度，又可以分為市場化輔助服務(wù)和 “兩個細則”確定的固定補償，各地輔助服務(wù)的標準又呈現(xiàn)出較大的差異性。市場化方面，比較典型的有南網(wǎng)區(qū)域的調(diào)頻和備用輔助服務(wù)市場、廣東需求響應補償市場。由于輔助服務(wù)市場的復雜性，當前輔助服務(wù)市場是電網(wǎng)公司代理需求方的單邊市場，且全國輔助服務(wù)市場化程度仍較低。
固定補償方面，各區(qū)域通過“兩個細則”對調(diào)頻、調(diào)峰、備用等輔助服務(wù)提出固定額度的補償，相當于人為對調(diào)節(jié)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(jù)筆者的研究，不管是市場化還是固定補償，全國大部分地區(qū)的輔助服務(wù)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(xiàn)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(diào)節(jié)，現(xiàn)貨市場價格高低與出現(xiàn)時段也更加具有不確定性，通過現(xiàn)貨市場獲利面臨較大的風險，單純以現(xiàn)貨市場支撐儲能大規(guī)模發(fā)展，在我國當前現(xiàn)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(shè)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(wěn)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(chǎn)屬性進行了很好的匹配。但現(xiàn)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(shè)成本。
容量租賃延伸到電網(wǎng)側(cè)，就是電網(wǎng)側(cè)儲能的容量電價。盡管當前各地尚未出臺針對電網(wǎng)側(cè)替代性儲能的容量電價細則，但服務(wù)于電網(wǎng)的南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司的儲能電站已采用類似方式。根據(jù)批露信息，南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的電網(wǎng)側(cè)獨立儲能主體與電網(wǎng)公司簽署電能轉(zhuǎn)換及調(diào)峰服務(wù)協(xié)議，為電網(wǎng)提供快速備用、區(qū)域控制、日常存儲和孤島運行等輔助服務(wù)，并收取容量電費。南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)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(wǎng)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(cè)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(shù)不一樣），而容量電費形成的資金池對電網(wǎng)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(fā)電小時數(shù)低但一直運行的機組獲得合理的成本補償，能提升電網(wǎng)的備用安全水平。在山東，儲能也能獲得容量補償，部分體現(xiàn)了儲能的備用和保供價值。
儲能可以參與以上多種調(diào)節(jié)，可按照其發(fā)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(wǎng)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(fā)揮調(diào)節(jié)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(quán)和參與市場的收益權(quán)。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(yè)模式仍不是很明確，收益水平較低仍是阻礙儲能發(fā)展的重要障礙。
（二）美國：市場+政策雙向發(fā)力
美國儲能發(fā)展需求來自于加州、德州等州大比例新能源帶來的電網(wǎng)運行壓力，借助較為完善的電力市場環(huán)境，2018年美國儲能就已具備參與電能量、輔助服務(wù)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(wù)收入和容量電價。
1.電能量市場套利。隨著風光發(fā)電占比的提升，特別是光伏帶來的“鴨形曲線”效應，現(xiàn)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(jù)CAISO的模擬仿真結(jié)果，2021年加州PG&E服務(wù)區(qū)日前現(xiàn)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(wù)收入。隨著新能源發(fā)展以及常規(guī)調(diào)節(jié)電源退出，儲能參與調(diào)頻等高價值輔助服務(wù)的機會增多。但調(diào)頻服務(wù)的規(guī)模有限，不足以支撐很大規(guī)模儲能的發(fā)展。仍以加州為例，2021年加州輔助服務(wù)市場規(guī)模為1.6億美元，但多年來整體市場規(guī)模維持穩(wěn)定。自2021年以來，調(diào)頻價格由于參與輔助服務(wù)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(qū)電力發(fā)展面臨的重要挑戰(zhàn)，電力公司采用長周期容量購買方式能夠增加電網(wǎng)的容量充裕度，也為儲能提供了穩(wěn)定的收入。據(jù)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(fā)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(guān)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(fā)展，也是加州儲能容量在美國占比過半的重要原因。
三、現(xiàn)實困難與建議
隨著儲能盈利模型越來越清晰，行業(yè)分析人員都期待2023年迎來儲能的翻番行情。但要實現(xiàn)儲能盈利模型關(guān)鍵指標的優(yōu)化，使儲能獲得正收益，點燃行業(yè)的爆炸點，仍存在一定的現(xiàn)實問題。
（一）現(xiàn)實問題
根據(jù)上述分析，中美儲能在發(fā)展方向、盈利模式以及發(fā)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(xiàn)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(huán)境中無法進行回收。我國僅廣東等省份，有條件給予儲能調(diào)峰超過其度電成本的收益；而美國也僅在加州等少數(shù)光伏占比高的地區(qū)以較高價的直接容量采購方式促進儲能的發(fā)展。上述地區(qū)儲能的發(fā)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(diào)峰、調(diào)頻、電量轉(zhuǎn)移等功能來看，儲能面臨火電深調(diào)、可控負荷、電動汽車等更廉價的調(diào)節(jié)資源的替代，新型儲能完全依靠市場調(diào)節(jié)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(shù)水平的持續(xù)提升。
2.我國電力市場與現(xiàn)有機制的矛盾。從完全市場化的角度，儲能的大規(guī)模發(fā)展以及調(diào)節(jié)收益的提升，來自于電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)性資源需求的持續(xù)上升。也就是說，電力供需、安全調(diào)節(jié)的不平衡程度越高，儲能才有更大的發(fā)展機會。但在中國，電網(wǎng)公司對系統(tǒng)安全的總托底，保障了中國電力的平穩(wěn)供應。以市場化手段促進各類調(diào)節(jié)性電源的發(fā)展，以價格為指揮棒促進新型儲能的準入，勢必要求電網(wǎng)保障托底的逐步退出，但這可能是一把動搖電網(wǎng)安全基礎(chǔ)的雙刃劍，也面臨很多操作上、權(quán)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(qū)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(fā)出了猛烈的勢頭。政策扶持曾是中國新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的鑰匙，但現(xiàn)在：電力市場環(huán)境更好的美國，在不斷加強儲能、光伏等新能源產(chǎn)業(yè)的政策扶持力度，以實現(xiàn)新能源產(chǎn)業(yè)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(zhì)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(nèi)容，提出幾點相關(guān)建議如下：
1.政策支持仍很重要。市場機制是儲能長遠發(fā)展的基礎(chǔ)，但在行業(yè)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(guān)鍵。盡管大規(guī)模財政補貼已不現(xiàn)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(chǎn)業(yè)的發(fā)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(wù)和現(xiàn)貨市場交易，容量收益對于儲能能提供更加穩(wěn)定的收益，更符合儲能的資產(chǎn)特性，對于增長儲能投資信心作用明顯。建議在政府規(guī)劃和監(jiān)管的前提下，加大電網(wǎng)公司的容量采購力度，可以有效促進大型儲能發(fā)展，規(guī)范儲能電建設(shè)和運行標準，以及提升電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力和保障能力。
3.充分考慮不同地區(qū)的差異。與美國類似，中國新能源發(fā)展程度具有明顯的地區(qū)差異，青海、甘肅、冀北等省級電網(wǎng)新能源占比早已超過50%，在作為整體平衡單元的各個區(qū)域電網(wǎng)中，西北、東北、華北的新能源占比也顯著高于其他區(qū)域，面臨的調(diào)節(jié)壓力更加明顯。考慮不同區(qū)域裝機稟賦與產(chǎn)業(yè)差異，在電力市場建設(shè)和政策制定過程中，如何構(gòu)建新型儲能廣泛參與的現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場，應做到因地制宜、各有側(cè)重。
