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2022年，儲能是個熱詞。2023年，它將繼續(xù)火熱。

在大型光伏、風電基地旁邊，一個個集裝箱外形的大型“充電寶”相繼落地，為新能源電力提供“低谷充電、高峰放電”的服務。儲能在發(fā)揮越來越大作用的同時，儲能建設也隨之緊鑼密鼓地展開。

行業(yè)咨詢機構Wood Mackenzie預計，到2031年全球儲能部署量將達到500GW，美國和中國將成為全球儲能的兩大市場，占全球需求的75%。

【資料圖】

2022年，美國儲能在Q1-Q3裝機量同比增加100%。盡管2022年光伏新增裝機降速，但儲能仍保持高速增長。據(jù)預測，2031年美國的年市場容量將達到27GW，83%將用于公用事業(yè)規(guī)模的存儲。

在中國，根據(jù)CNESA和GGII儲能項目庫統(tǒng)計，2021年新型儲能新增裝機量3.4GW，累計裝機量5.73GW，同比增長74.7%。2022年H1新型儲能新增裝機量達12.7GW，是2021年全年新增裝機量的3.7倍。

自《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》發(fā)布以來，截止2022年11月，已有17個省市公布了至2025年的累計儲能部署目標，總計約為50GW。

中美儲能市場作為未來全球儲能標桿市場，對全球儲能發(fā)展具有引領作用。我們希望通過對比兩個儲能市場的政策經濟性，分析現(xiàn)階段和未來中美大儲市場的政策生態(tài)環(huán)境和商業(yè)邏輯演繹等，深入了解未來中美儲能產業(yè)變化趨勢和產業(yè)鏈投資機會。

中國：強制配儲與共享儲能齊發(fā)，儲能市場化導向逐漸清晰

現(xiàn)階段，中國儲能主要由政策驅動，在政策頂層設計引領下，儲能產業(yè)逐步走上正軌，主要分為三大方向：強制配儲和共享儲能，市場機制建設，政府補貼。

“十三五”期間，明確儲能產業(yè)戰(zhàn)略定位，確定“市場化發(fā)展”的基本框架?！笆奈濉边M一步確定儲能產業(yè)階段性目標，技術方案、應用領域和參與主體“多元化”的發(fā)展基調。

來源：政府官網，平安證券研究所

1、強制配儲和共享儲能

在2020年以后，因雙碳目標確立和風光裝機過高對電網產生了沖擊，多個省份出臺鼓勵和強制發(fā)電側配儲政策，儲能投資主體由電網側向電源側轉移。

截至2022年11月，全國已有至少20個省級行政區(qū)明確了新增新能源發(fā)電項目的配儲比例和時長要求，其中大部分省份要求的配儲比例不低于裝機容量的10%，配儲時長在2小時以上。其中，新疆、內蒙古配置要求相對較高，分別達到25%、4h 和15%、4h。

圖說：中國各省新能源配儲政策（截至2022年11月）來源：各省政府官網，中金公司研究部

雖然在2016-2021年期間，頂層政策的指導使中國的儲能市場機制初步成型，但儲能盈利模式和市場機制相關政策依舊不完善。

例如，儲能在電力市場中的身份定位和投資回報機制不夠清晰，儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨交易等市場的規(guī)則設計不夠完善，都在一定程度上影響了市場主體投資建設的積極性。

自2022年6月國家發(fā)改委印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》后，中國儲能經濟性有所好轉。

其主要原因在于《規(guī)劃》指出“明確新型儲能獨立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機制和技術標準，創(chuàng)新儲能發(fā)展商業(yè)模式，明確儲能價格形成機制等”，解決了原先充電電量價格機制不明確、獨立儲能市場化參與等問題。

除此之外，隨著各地“共享儲能”政策紛紛出臺，租賃儲能容量明確可視作可再生能源儲能配額，多個項目投資隨之加速啟動，儲能市場化探索開始進入快車道。

圖說：2022 年H1 儲能政策變化來源：GGII，申萬宏源研究

根據(jù)儲能與電力市場數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2022年1-10月已啟動獨立儲能項目數(shù)量達231個，總規(guī)模34GW/70GWh，已進入EPC/設備招標、項目建設和投運等階段的項目達110個，規(guī)模約10.9GW/21.7GWh。

2、市場機制建設

據(jù)申萬宏源研究報告，基于頂層政策，目前獨立儲能可以簽訂峰谷不同時段的市場合約來進行現(xiàn)貨套利，主要分為兩種收益模式：

在電力現(xiàn)貨市場未建立地區(qū)，青海、寧夏和湖南等多個省市出臺了獨立儲能電站調峰補償標準。獨立儲能收益模式以調峰補償+容量租賃為主。

在山東等建立電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，獨立儲能收益模式以現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補償為主。

以100MW/200MWh 的獨立儲能為例，目前獨立儲能兩種商業(yè)模式下，穩(wěn)定的可預期收益每年可達到4000萬元以上。

圖說：獨立儲能收益模式拆分（收益以100MW/200MWh 的儲能項目為例）來源：政府官網，儲能與電力市場，申萬宏源研究

除獨立儲能電站以外，用戶側儲能的高經濟性也開始顯現(xiàn)。

現(xiàn)階段，用戶側儲能收益包括用戶電費管理收益、峰谷套利收益、調頻收益、需求響應收益。峰谷價差套利是用戶側儲能收益的主要來源，可占儲能收益的50-80%。

申萬宏源研究報告顯示，以浙江10MW/20MWh 的用戶側儲能為例，在日充放電2次，并參與削峰填谷電力輔助服務的情況下，項目IRR可達8.52%。

目前，現(xiàn)貨市場基本規(guī)則出臺，電力現(xiàn)貨市場加速推進。未來政策場景下，用戶側儲能還能通過參與現(xiàn)貨市場獲得的電量收益、獨立參與輔助服務市場獲得補償收益、參與碳交易市場獲得的收益、實時電價環(huán)境下的調節(jié)儲能獲取收益和采用共享儲能模式獲取收益等。

3、政府補貼

目前有3個省份及10個地市明確了通過地方財政對儲能項目給予補貼。

青海省對“新能源+儲能”“水電+新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內電網電量，給予0.10元/(k W·h)運營補貼（經省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產儲能電池60%以上的項目，在上述補貼基礎上，再增加0.05元/(k W·h)補貼），補貼期2年。

浙江省對調峰項目（年利用小時數(shù)不低于600 h）給予容量補償，補償標準逐年退坡，補貼期暫定3年（按200元/(k W·年)、180元/(k W·年)、170元/(k W·年)退坡）。

美國：補貼政策激勵，電力批發(fā)市場全面競爭

在供電穩(wěn)定、增加電網可靠性等多方面需求衍生下，美國聯(lián)邦和各州層面出臺多個儲能激勵、儲能市場化政策，形成聯(lián)邦到各州的儲能政策矩陣，共同促進儲能發(fā)展。

2008年聯(lián)邦政府開始為儲能進入電能批發(fā)市場提供制度保障，2013年提出輸電網運營商可以選擇從第三方直接購買輔助服務并明確電儲能提供輔助服務的結算機制。2018年聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）發(fā)布841號法案，降低儲能參與調頻輔助服務市場門檻。

總體而言，美國儲能發(fā)展政策主要分為兩類：財稅支持和發(fā)展規(guī)劃、市場機制建設

1、財稅支持和發(fā)展規(guī)劃

以加州、內華達州、弗羅里達州為首的17州出臺了明晰的儲能補貼制度，其中加州的自發(fā)電激勵計劃(Self-Generation Incentive Program，SGIP)政策補貼力度大，持續(xù)時間長，成為美國儲能裝機增長的核心引擎。

2020年，內華達州發(fā)布了NV儲能激勵政策，此政策提出了最高每瓦時0.5美元的非戶用儲能補貼，扶持力度較大，對非戶用儲能經濟性有較大提升。

圖說：美國多類別的儲能政策來源：申萬宏源研究

2022年8月，美國通過《通脹削減法案》（IRA）法案，首次將獨立儲能納入美國聯(lián)邦投資稅收抵免（ITC）范圍。IRA法案出臺前，美國光伏發(fā)電及其配儲項目普遍可享30%ITC免稅額度，即退還投資產生增值稅的30%，但儲能必須搭配光伏才能享受ITC補貼。

隨著IRA法案落地，獨立儲能納入ITC稅收抵免補貼范圍，儲能裝機對光伏的依賴性將大幅降低，推動美國儲能市場高速增長。

另外，IRA法案將ITC補貼有效期延期到2033年，并將抵免劃分為基礎抵免+額外抵免。其中基礎抵免額度由之前的26%上升至30%，此前為逐年退坡。對于滿足一定條件的大儲項目，2023年起的稅收抵免比例增至30%-70%（基礎抵免30%+額外抵免10%- 40%）

據(jù)東吳證券測算，在此規(guī)定下，戶用儲能IRR提升顯著。以加州光伏配儲為例，假設項目規(guī)模5kW/10kWh，充放電1次/天，項目享受自發(fā)電激勵計劃(Self-Generation Incentive Program，SGIP)補貼及ITC補貼，2023年的IRR將從6.24%增加到9.43%。

圖說：美國戶用儲能ITC前后對比（IRR測算）來源：IRC，美國《通脹削減法案》，東吳證券研究所

2、市場機制建設

自2007年起，為促進儲能參與電力市場，美國多次完善電力市場交易機制。從FERC890法令到FERC841法令，美國已明確儲能可與其他表前市場主體共同參與電力批發(fā)市場競爭，允許儲能公平參與各類輔助服務市場投標競爭，給儲能帶來了更廣闊的市場空間。

圖說：儲能電站參與美國調頻輔助服務市場的機制建設過程來源：東吳證券

目前，美國儲能獲取收益來源渠道包括：現(xiàn)貨電力市場套利、輔助服務市場和容量電價等，其中，現(xiàn)貨電力市場套利將成為主要收益模式。

例如，在一般能源場景下，獨立儲能電站可以參與峰谷套利；在可再生能源場景中的“光儲一體”場景下，配儲能幫助光伏實現(xiàn)能源的時間轉移，在價高時賣出，以獲得更高收入。

根據(jù)EIA數(shù)據(jù)，到2021年，近60%的已安裝公用事業(yè)規(guī)模儲能用于峰谷套利，高于2019年的17%。

在儲能裝機最多的加州，低買高賣策略發(fā)揮著主導作用，2021年加州獨立系統(tǒng)運營商服務領域新增的電池儲能中，有超80%用于峰谷套利。

例如，加州上午峰谷價差從2020年的15美元/MWh上漲至2Q22的50美元/MWh，晚間峰谷價差從2020年的50美元/MWh上漲至2Q22的100美元/MWh。

圖說：加州日內電力峰谷價差擴大來源：California ISO，申萬宏源研究

據(jù)申萬宏源研究測算，若美國儲能初始投資成本為0.40 美元/Wh，則單個100MW/400MWh 的儲能項目初始投資成本為1.6 億美元，考慮容量電價+現(xiàn)貨市場價差+輔助服務三種收益，項目年收益為2300萬美元左右，考慮日常維護成本，靜態(tài)投資期為7-8 年，經濟性已經較為突出。

還有一項值得關注的收益是，美國新能源項目配儲比與PPA溢價呈正向線性關系，更高的配儲比將獲更高的PPA溢價，同時溢價占PPA總價的比例也會更高。

PPA（Power Purchase Agreement）即購電協(xié)議，主要指可再生能源購電協(xié)議。是它可再生能源發(fā)電企業(yè)與用電企業(yè)之間簽訂的，約定買方在一定期限內以約定的固定價格，購買到一定數(shù)量的可再生能源電力的協(xié)議。

根據(jù)BerkeleyLab的統(tǒng)計數(shù)據(jù)：配儲（50%+4h）項目平均PPA溢價為$10/MWh，配儲溢價占PPA總價的30-50%，其中可再生能源滲透率高的區(qū)域溢價更高，具備一定經濟性。

例如：加州2022年以來，新建光伏項目配儲比為30%左右，PPA電價溢價超20%。2020年以來，隨著電價的上漲，PPA配儲溢價也呈現(xiàn)出上漲趨勢。

中美儲能政策到底差異在哪？

美國和中國均在財稅支持、發(fā)展規(guī)劃、市場機制等方面的政策有效促進了儲能的進一步增長，而中國雖然起步較晚，規(guī)模增長迅速，但在政策上存在相似的一些特點和各自的優(yōu)勢。

1、在政府補貼方面

單從美國政策來看，ITC政策對儲能的推動效果顯著，有利于在儲能成本較高、投資經濟性較低的起步階段下采取的激勵性政策，適用于戶用儲能和前沿示范儲能技術的研究。

相比中國，目前對儲能的補貼政策較少，且是小范圍采用的激勵政策，補貼期普遍為2～3年，時間較短。

2、在市場機制和盈利模式方面

美國大部分儲能都布置在電力市場完善區(qū)域，充分參與市場競爭，商業(yè)模式多元化，有效滿足供電可靠性提升、調峰調頻、新能源消納等需求。

相比之下，中國電力市場尚不完善，盈利方式較為單一，在參與峰谷套利的情況下，無法參與輔助服務等其他市場，限制了儲能的收益。對于部分規(guī)模較小儲能，參與市場帶來的收益也無法回收建設改造成本，用戶投資儲能的積極性較低，儲能的靈活調節(jié)作用無法充分發(fā)揮。