中國：從強(qiáng)制配儲(chǔ)到共享儲(chǔ)能，儲(chǔ)能市場化導(dǎo)向明確

2012-2021 年，從電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能到強(qiáng)制配儲(chǔ)，中國電化學(xué)儲(chǔ)能處于政策探索期。2017年國內(nèi)儲(chǔ)能第一個(gè)指導(dǎo)性文件《關(guān)于促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》出臺(tái)，2018 年國內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能迎來發(fā)展元年，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能需求率先爆發(fā)，當(dāng)年電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)投運(yùn)規(guī)模突破 1GW。2019 年國家發(fā)改委明確電化學(xué)儲(chǔ)能不計(jì)入輸配電定價(jià)成本，儲(chǔ)能投資增速階段性回落。隨著 2020 年雙碳目標(biāo)確立，多個(gè)省份出臺(tái)鼓勵(lì)和強(qiáng)制發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)政策，儲(chǔ)能投資主體由電網(wǎng)側(cè)向電源側(cè)轉(zhuǎn)移，電化學(xué)儲(chǔ)能正式進(jìn)入發(fā)展黃金期。國內(nèi)主要省份強(qiáng)制配儲(chǔ)要求為新能源裝機(jī)規(guī)模的 10-20%，連續(xù)充放電時(shí)長 2-4h，新疆、內(nèi)蒙古配置要求相對(duì)較高，分別達(dá)到 25%、4h 和 15%、4h。

2022 年，從頂層設(shè)計(jì)到實(shí)施細(xì)則，儲(chǔ)能市場化路徑愈加明晰。以往相關(guān)市場規(guī)則主要明確儲(chǔ)能可參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場，但對(duì)于儲(chǔ)能參與中長期交易、現(xiàn)貨交易等市場的規(guī)則設(shè)計(jì)不夠完善。儲(chǔ)能在電力市場中的身份定位和投資回報(bào)機(jī)制不夠清晰，一定程度上影響了市場主體投資建設(shè)的積極性。2022 年 6 月發(fā)改委等部委印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》指出“明確新型儲(chǔ)能獨(dú)立市場主體地位，完善儲(chǔ)能參與各類電力市場的交易機(jī)制和技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，創(chuàng)新儲(chǔ)能發(fā)展商業(yè)模式，明確儲(chǔ)能價(jià)格形成機(jī)制等”。頂層設(shè)計(jì)下，獨(dú)立儲(chǔ)能開始可以簽訂峰谷不同時(shí)段的市場合約來進(jìn)行現(xiàn)貨套利，進(jìn)一步細(xì)化了獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場的盈利方式。同時(shí)，后續(xù)明確了充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加等，解決了原先充電電量價(jià)格機(jī)制不明確的問題。除此之外，隨著各地“共享儲(chǔ)能”政策紛紛出臺(tái)，租賃儲(chǔ)能容量明確可視作可再生能源儲(chǔ)能配額，儲(chǔ)能市場化探索開始進(jìn)入快車道。

輔助服務(wù)+電力現(xiàn)貨改革+容量租賃多頭并舉，未來獨(dú)立儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性提升可期。單個(gè)100MW/200MWh 的獨(dú)立儲(chǔ)能初期投資總額接近 4 億元，如達(dá)到項(xiàng)目良好盈利水平，項(xiàng)目全年收益水平需達(dá)到 6000 萬元以上。

考慮未來輔助服務(wù)市場放開、電力現(xiàn)貨市場改革和容量租賃的擴(kuò)大，獨(dú)立儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性未來將伴隨市場改革實(shí)現(xiàn)多重收益：

1）輔助服務(wù)

2021 年底《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》提出儲(chǔ)能可成為輔助服務(wù)的參與主體并將拓展電力輔助服務(wù)新品種。同時(shí)，《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》提出推動(dòng)儲(chǔ)能作為獨(dú)立主體參與各類電力市場。頂層制度設(shè)計(jì)定調(diào)，獨(dú)立儲(chǔ)能未來有望參與調(diào)頻等多種形式的輔助服務(wù)市場。

2）電力現(xiàn)貨市場

目前“8+6”省份的電力現(xiàn)貨市場改革加速推進(jìn)，在電力現(xiàn)貨市場上，儲(chǔ)能除獲取峰谷價(jià)差收益外，未來不斷完善的容量電價(jià)機(jī)制和電力中長期市場有望是儲(chǔ)能新的收益來源。除此之外，儲(chǔ)能充電電量逐步明確不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，進(jìn)一步提升項(xiàng)目峰谷價(jià)差收益的水平。

3）容量租賃

多個(gè)省份 21 年先后出臺(tái)各自的新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)政策，鼓勵(lì)“容量租賃”的共享模式可進(jìn)一步擴(kuò)寬儲(chǔ)能收益來源。

目前中國獨(dú)立儲(chǔ)能收益模式主要分為兩種。在電力現(xiàn)貨市場未建立地區(qū)，青海、寧夏和湖南等多個(gè)省市出臺(tái)了獨(dú)立儲(chǔ)能電站調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。獨(dú)立儲(chǔ)能收益模式以調(diào)峰補(bǔ)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(dú)立儲(chǔ)能收益模式以現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補(bǔ)償為主。以 100MW/200MWh 的獨(dú)立儲(chǔ)能為例，目前獨(dú)立儲(chǔ)能兩種商業(yè)模式下，穩(wěn)定的可預(yù)期收益每年可達(dá)到 4000 萬元以上。

用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性：峰谷價(jià)差套利是當(dāng)前用戶側(cè)儲(chǔ)能收益的主要來源?，F(xiàn)行政策場景下，用戶側(cè)儲(chǔ)能收益包括用戶電費(fèi)管理收益、峰谷套利收益、調(diào)頻收益、需求響應(yīng)收益。峰谷價(jià)差套利是用戶側(cè)儲(chǔ)能收益的主要來源，可占儲(chǔ)能收益的 50-80%。

2022 年浙江用戶側(cè)儲(chǔ)能高經(jīng)濟(jì)性開始顯現(xiàn)，原因主要系于：

1）浙江大工業(yè)和一般工商業(yè)一天內(nèi)存在多個(gè)低谷、高峰和尖峰電力價(jià)格時(shí)間段，這為 2h 的用戶側(cè)儲(chǔ)能帶來單日充放兩次的套利機(jī)會(huì)；

2）一般而言，平均峰谷價(jià)差達(dá)到 0.7 元/kWh，用戶側(cè)儲(chǔ)能初步具備經(jīng)濟(jì)價(jià)值。從 22 年 1-8 月電價(jià)差看。浙江平均峰谷價(jià)差超過了 0.92 元/kWh。隨著尖峰電價(jià)逐漸在多省實(shí)施，尖峰電價(jià)的執(zhí)行將進(jìn)一步導(dǎo)致峰谷價(jià)差拉大。

根據(jù)北極星儲(chǔ)能統(tǒng)計(jì)，目前有 23 個(gè)省市最大峰谷價(jià)差超過 0.7 元，峰谷價(jià)差拉大正成為驅(qū)動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)的重要因素。

未來政策將產(chǎn)生多種收益方式，用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性凸顯。目前用戶側(cè)儲(chǔ)能可參與現(xiàn)貨市場套利和削峰填谷等電力輔助服務(wù)市場。以浙江 10MW/20MWh 獨(dú)立儲(chǔ)能為例，在日充放電 2 次，并參與削峰填谷電力輔助服務(wù)的情況下，項(xiàng)目 IRR 可達(dá) 8.52%，用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)。未來政策場景下，用戶側(cè)儲(chǔ)能主要新增收益點(diǎn)為參與現(xiàn)貨市場獲得的電量收益、獨(dú)立參與輔助服務(wù)市場獲得的補(bǔ)償收益、參與碳交易市場獲得的收益、實(shí)時(shí)電價(jià)環(huán)境下的調(diào)節(jié)儲(chǔ)能獲取收益和采用共享儲(chǔ)能模式獲取收益等。多種收益模式下，用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步凸顯。

中國山東：政策探索不止，經(jīng)濟(jì)性曙光已現(xiàn)

為促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展，山東針對(duì)性推出了多項(xiàng)政策和機(jī)制創(chuàng)新。山東電網(wǎng)架構(gòu)完善，具備承受多個(gè)儲(chǔ)能電站快速充放電的條件，除此之外，山東標(biāo)桿電價(jià)達(dá)到約 0.4 元/度，而西北省區(qū)標(biāo)桿電價(jià)僅為 0.3 元/度，電價(jià)高給儲(chǔ)能帶來較好的經(jīng)濟(jì)性，所以山東 2020 年在全國較早的推行新能源配儲(chǔ)，并開始構(gòu)建以峰谷分時(shí)電價(jià)為主的儲(chǔ)能市場。在建立電力現(xiàn)貨市場之前，山東推出多項(xiàng)政策規(guī)定儲(chǔ)能在調(diào)峰市場優(yōu)先出清、獎(jiǎng)勵(lì)優(yōu)先發(fā)電量。針對(duì)新能源配儲(chǔ)面臨的項(xiàng)目調(diào)度和并網(wǎng)困難，山東鼓勵(lì)將分散的新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目集中建設(shè)，并率先鼓勵(lì)租用的共享儲(chǔ)能模式。在 2022 年初現(xiàn)貨市場正式運(yùn)營后，山東出臺(tái)多項(xiàng)政策引導(dǎo)建立現(xiàn)貨市場下的儲(chǔ)能盈利機(jī)制，其中明確獨(dú)立儲(chǔ)能可自主參與調(diào)頻輔助服務(wù)或以自調(diào)度模式參與電能量市場、明確儲(chǔ)能電站參與市場交易的用電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府基金等，儲(chǔ)能在山東的發(fā)展走向市場化進(jìn)程。

商業(yè)化示范初見成效，山東儲(chǔ)能發(fā)展邁入市場化驅(qū)動(dòng)階段。山東首批 5 座獨(dú)立示范儲(chǔ)能項(xiàng)目于 21 年底陸續(xù)投運(yùn)，容量共計(jì) 501MW/1002MWh。22 年 3 月，3 家獨(dú)立儲(chǔ)能首次參與山東電力現(xiàn)貨市場交易，山東成為國內(nèi)首個(gè)獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場的省份。根據(jù)山東電力調(diào)度控制中心數(shù)據(jù)，2022 年 H1，山東運(yùn)行中的新型儲(chǔ)能累計(jì)充電 1.63 億千瓦時(shí)，累計(jì)放電 1.36 億千瓦時(shí)，效率為 83.6%，其中 5 座獨(dú)立示范儲(chǔ)能電站累計(jì)充電 1.18億千瓦時(shí)，累計(jì)放電 0.94 億千瓦時(shí)，效率為 79.0%。目前山東儲(chǔ)能項(xiàng)目在現(xiàn)貨市場的收益主要由峰谷價(jià)差套利、容量電價(jià)和儲(chǔ)能租賃構(gòu)成，儲(chǔ)能發(fā)展進(jìn)入市場化驅(qū)動(dòng)階段。

山東“共享儲(chǔ)能”引領(lǐng)全國發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能盈利模式創(chuàng)新。共享儲(chǔ)能電站是指在新的接入點(diǎn)（新能源場站匯流站等），作為獨(dú)立節(jié)點(diǎn)接入輸電線路，通過關(guān)口表單獨(dú)計(jì)量并接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的儲(chǔ)能電站。“共享儲(chǔ)能”模式的主要優(yōu)勢在于為儲(chǔ)能拓展了容量租賃的收益模式。根據(jù)山東“十四五”新能源規(guī)劃，到 25 年底，山東預(yù)計(jì)新增風(fēng)電 5GW/集中式光伏9GW，如按照儲(chǔ)能配置要求 20%和 2h 計(jì)算，“十四五”期間，山東儲(chǔ)能配置需求為2.8GW/5.6GWh?？紤] 20 年山東競價(jià)光伏項(xiàng)目和 21 年市場化配置新能源項(xiàng)目合計(jì)產(chǎn)生的儲(chǔ)能配置容量 1.2GW/2.5GWh，山東合計(jì)儲(chǔ)能配置需求達(dá) 4GW/8GWh，“共享儲(chǔ)能”的容量租賃空間巨大。目前山東的共享儲(chǔ)能電站已經(jīng)具備一定的投資價(jià)值，以100MW/200MWh 的獨(dú)立儲(chǔ)能電站為例，投資總額接近 4 億元的情況下，考慮調(diào)峰補(bǔ)償收益、現(xiàn)貨市場套利和容量租賃，電站每年總收益可接近 5000 萬元。

25 年，山東新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)有望達(dá)到 5GW。截止 22 年 9 月底，山東已投運(yùn)新型儲(chǔ)能電站 45 座（0.84GW/1.77GWh），其中獨(dú)立儲(chǔ)能電站 7 座（0.51GW），新能源配建儲(chǔ)能 38 座（0.33GW）。22 年 4 月，山東公布第二批 29 個(gè)儲(chǔ)能示范項(xiàng)目，總裝機(jī)達(dá)3.1GW，包括 25 個(gè)（2.56GW）的電化學(xué)儲(chǔ)能和 4 個(gè)（0.54GW）的新技術(shù)類儲(chǔ)能項(xiàng)目。根據(jù)《山東電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，到 25 年，山東新型儲(chǔ)能設(shè)施規(guī)模達(dá)到 5GW。隨著第二批儲(chǔ)能示范項(xiàng)目將在 23-24 年陸續(xù)投運(yùn)，24 年和 25 年山東新型儲(chǔ)能投運(yùn)規(guī)模將達(dá) 4GW/5GW。

美國：儲(chǔ)能政策矩陣完善，ITC 政策長期激勵(lì)

2006 年-2021 年，政策矩陣不斷完善，ITC 激活需求。美國儲(chǔ)能政策經(jīng)過多年更新完善，已形成聯(lián)邦到各州的儲(chǔ)能政策矩陣。聯(lián)邦層面出臺(tái)多個(gè)儲(chǔ)能激勵(lì)、儲(chǔ)能市場化政策和儲(chǔ)能技術(shù)突破政策。美國聯(lián)邦投資稅收抵免（ITC）政策實(shí)施多年，對(duì)于新能源配置儲(chǔ)能的項(xiàng)目，最高可以抵減 30%的投資額。在聯(lián)邦稅收抵免基礎(chǔ)上，各州分別出臺(tái)儲(chǔ)能補(bǔ)貼和儲(chǔ)能采購計(jì)劃等，儲(chǔ)能市場得到極大激活。在儲(chǔ)能市場化方面，2008 年聯(lián)邦政府開始為儲(chǔ)能進(jìn)入電能批發(fā)市場提供制度保障，2013 年提出輸電網(wǎng)運(yùn)營商可以選擇從第三方直接購買輔助服務(wù)并明確了電儲(chǔ)能提供輔助服務(wù)的結(jié)算機(jī)制。2018 年聯(lián)邦能源管理委員會(huì)（FERC）發(fā)布 841 號(hào)法案，要求系統(tǒng)運(yùn)營商消除儲(chǔ)能參與容量、能量和輔助服務(wù)市場的障礙，允許電儲(chǔ)能參與容量、電量和輔助服務(wù)市場，并基于市場價(jià)格對(duì)其服務(wù)進(jìn)行相應(yīng)補(bǔ)償。

美國儲(chǔ)能商業(yè)模式多元，目前主要收入正從輔助服務(wù)轉(zhuǎn)向峰谷價(jià)差套利。美國電力市場機(jī)制設(shè)計(jì)完善，不同儲(chǔ)能收益主要系不同地區(qū)的電力市場機(jī)制的差異，目前美國大型儲(chǔ)能的收益主要來自峰谷價(jià)差套利、電力輔助服務(wù)和容量電價(jià)等：

1）峰谷價(jià)差

美國儲(chǔ)能項(xiàng)目開始從峰谷價(jià)差套利中獲得主要收入，隨著風(fēng)光發(fā)電占比持續(xù)提升，未來峰谷價(jià)差將進(jìn)一步拉大，儲(chǔ)能在電能量市場將有更好的經(jīng)濟(jì)性。以加州為例，上午峰谷價(jià)差從 2020 年的 15 美元/MWh 上漲至 2Q22 的 50 美元/MWh，晚間峰谷價(jià)差從 2020 年的 50 美元/MWh 上漲至 2Q22 的 100 美元/MWh。除此之外，抓住極端電價(jià)的機(jī)會(huì)也將帶給儲(chǔ)能項(xiàng)目較高的經(jīng)濟(jì)回報(bào)。

2）輔助服務(wù)

2021 年，美國加州輔助服務(wù)市場規(guī)模為 1.6 億美元，多年來整體市場規(guī)模比較穩(wěn)定。自 21 年以來，調(diào)頻價(jià)格由于參與輔助服務(wù)的儲(chǔ)能項(xiàng)目增多而逐步下降，輔助服務(wù)收益占比未來可能會(huì)下降。

3）容量電價(jià)

美國加州，儲(chǔ)能項(xiàng)目可簽訂長期容量電價(jià)合約，按照項(xiàng)目能夠提供的容量獲取固定補(bǔ)償。容量電價(jià)的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)主要與當(dāng)?shù)仂`活性資源的多少有關(guān)，隨著老火電機(jī)組和其他電力系統(tǒng)冗余減少，容量電價(jià)具有長期收益的確定性，整體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)穩(wěn)中有升，以加州為例，2020-2022 年，備用容量的容量電價(jià)在 50-80 美元/kW*年。

2020-2021 年加州獨(dú)立儲(chǔ)能出力類別

以 2016 年投運(yùn)的加州 Pomona 項(xiàng)目為例，該項(xiàng)目容量為 20MW/80MWh，過去 4年的年均凈收益可達(dá) 32 萬美元/MW 以上。穩(wěn)定的容量服務(wù)合同收入可占項(xiàng)目年收益的35-40%，其余調(diào)頻和能量收入為項(xiàng)目提供了彈性收入來源。我們假設(shè)，該項(xiàng)目 2016 年初始投資成本為 0.6 美元/Wh，則項(xiàng)目初始投資成本達(dá)到 4800 萬美元，當(dāng)前項(xiàng)目年收益為640 萬美元左右，考慮日常維護(hù)成本，靜態(tài)投資期為 8-9 年。

美國儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性穩(wěn)定，未來收益率有望穩(wěn)中有升。若美國儲(chǔ)能初始投資成本為 0.40 美元/Wh，則單個(gè) 100MW/400MWh 的儲(chǔ)能項(xiàng)目初始投資成本為 1.6 億美元，考慮容量電價(jià)+現(xiàn)貨市場價(jià)差+輔助服務(wù)三種收益，項(xiàng)目年收益為 2300 萬美元左右，考慮日常維護(hù)成本，靜態(tài)投資期為 7-8 年，經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)較為突出。

美國加州：儲(chǔ)能電池效益顯著，未來欣欣向榮

加州 SGIP 補(bǔ)貼刺激需求，未來十年計(jì)劃新增 15GW 表前儲(chǔ)能。為鼓勵(lì)早期儲(chǔ)能發(fā)展，加州 2013 年開始針對(duì)大型電力公司實(shí)施強(qiáng)制配儲(chǔ)計(jì)劃，有力地推動(dòng)了加州儲(chǔ)能項(xiàng)目的快速部署，率先在美國推廣儲(chǔ)能應(yīng)用。加州自發(fā)電激勵(lì)計(jì)劃（SGIP）于 2001 年啟動(dòng)，早期主要補(bǔ)貼加州分布式發(fā)電，后于 2009 年正式將儲(chǔ)能納入補(bǔ)貼范疇，并在 2014 年開始將 75%的激勵(lì)預(yù)算分配至儲(chǔ)能，目前 SGIP 對(duì)于不同類型儲(chǔ)能的補(bǔ)貼水平可達(dá) 0.2-1.0 美元/Wh。2022 年加州儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃中，計(jì)劃未來十年加州新增 18.9GW 公共事業(yè)規(guī)模太陽能和15GW 表前儲(chǔ)能。長期以來，鼓勵(lì)儲(chǔ)能的戰(zhàn)略導(dǎo)向保障了加州儲(chǔ)能穩(wěn)定的利潤空間，不斷推動(dòng)加州儲(chǔ)能加速發(fā)展。

儲(chǔ)能電池在加州電力系統(tǒng)的作用日益凸顯，日內(nèi)放電功率突破 2GW。2020 年之前，加州地區(qū)主要通過天然氣發(fā)電和電力進(jìn)口解決凈負(fù)荷的日內(nèi)波動(dòng)。2020-2021 年加州儲(chǔ)能電池在電力系統(tǒng)的應(yīng)用規(guī)模呈現(xiàn)快速增長，2021 年加州電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)達(dá)到2.5GW/9GWh。從實(shí)際運(yùn)行看，以 2022 年 7 月 13 日為例，儲(chǔ)能電池日內(nèi)最高放電功率突破 2GW，日內(nèi)最高儲(chǔ)能放電電力占比突破 6%，日內(nèi)最高儲(chǔ)能充電電力占比突破 10%，均大幅高于 2020 年和 2021 年同一天的水平，日內(nèi)儲(chǔ)能放電量占用電量比例突破 1%。此外，我們通過比較電池充放電與凈負(fù)荷曲線，發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)能電池充放電時(shí)間段與凈負(fù)荷變化時(shí)段基本重合，在每天上午 7 點(diǎn)-12 點(diǎn)期間，加州儲(chǔ)能電池利用可再生能源發(fā)力和凈負(fù)荷下降充電，在每天下午 16 點(diǎn)-21 點(diǎn)期間，儲(chǔ)能電池充分放電，緩解了凈負(fù)荷快速爬坡帶來的電網(wǎng)不穩(wěn)定。

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付費(fèi)服務(wù)（零碳工廠、零碳園區(qū)）：

1、個(gè)人和企業(yè)層面的碳排放管理、碳資產(chǎn)管理培訓(xùn)

2、上市企業(yè)、各類園區(qū)的組織層面碳盤查、產(chǎn)品層面碳足跡、碳中和規(guī)劃、碳配額資產(chǎn)托管、國內(nèi)外碳信用申請和交易（CCER、林業(yè)碳匯、VCS、GS等）