【绿色金融】储能市场及其成本补偿：美国的经验与我国的借鉴

在传统能源面临双碳及成本双重压力，新能源装机不断提升的形势下，美国政府已将储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术。近年来，美国政府通过制定一系列激励政策以扶持储能产业的发展。

本文梳理美国针对储能出台的税收、补贴、电价、辅助服务市场、容量市场等成本补偿机制，为我国制定储能相关激励政策提供参考。

一、美国储能发展现状

1.1 美国储能发展迅速，电化学储能为新增市场主力军

美国是全球储能装机大国，根据美国能源信息署（EIA） 的数据，2010 至2021年间，美国储能发展呈指数型增长，累计装机量由59 MW上升至4588MW，增长幅度超过6倍，且储能机组数量也由最初的7台增长至325台。据Wood Mackenzie统计，2022年第三季度美国储能新增装机1.4GW/5.2GWh[1]，同比增长46%，1-3季度累计装机 3.9GW/11.1GWh，同比增长 88%[2]。其中加利福尼亚州是美国各州在利用可再生能源和绿色能源方面的领先者。2022 年 2 月，其公共事业委员会（CPUC）批准了一项长期清洁能源计划，至2032年在加州增加14.75GW储能，储能新增规模达到新能源新增规模的 58%[3]。为满足新能源快速发展需求，加利福尼亚州正在积极部署“光伏+储能”项目，储能配置比例大多超过 40%，充放电时长以 4 h 为主。根据Wood Mackenzie公司及美国国家可再生能源实验室（NREL）预测，到2031年累计部署的储能系统将达到600GWh，到2050年美国储能装机容量至少将增加5倍，有130~680GW的储能装机容量实现并网[4]。

目前美国储能多以抽水蓄能为主，电化学储能为新增储能市场主力军。根据 EIA 统计，截止至2020年底，抽水蓄能占总装机份额的92%。得益于美国国家政策大力支持、材料化学方面的研发投入、规模化商业化效应、市场化机制成熟等因素，电化学储能成本得以不断优化。其中，美国公用事业规模储能电池的平均能量容量成本已实现大幅下降。2015年至2019年期间，储能成本由2015年的每千瓦时2102美元下降至每千瓦时589美元，下降了72%，每年的平均下降率为27%。

1.2 储能市场机制灵活多变，表前市场居主要地位

对于表后储能市场，主要对应于户用和工商业的储能市场，其应用更多是能源套利、存储过剩的可再生能源电力及能源管理服务等。在表后市场中，户用储能占比较高，也是近期储能建设的主要发力点。受极端天气及电网可靠性差等因素影响，美国近些年来经历多次大规模停电事故，居民用电稳定性堪忧。加之俄乌危机导致天然气价格高涨，电价压力大量传导至居民端，电费一度达到了平时的三倍，居民对于配备光储实现能源自供的需求日益提升。据中信建投估算，2025年美国户用储能新增装机将达到7.44GW/18.61GWh，工商业储能新增装机达2.80GW/7.83GWh[6]。

‍二、美国储能补偿机制探索‍

美国储能行业的快速发展，除了与近些年新能源发电渗透率及储能经济性提升等因素相关外，更离不开其独特的市场灵活性与先进的成本补偿机制。

2.1 以可再生目标带动储能发展

近些年来，美国为助力气候变化，对可再生能源的重视程度不断提高。2021年，美国设定2035年实现零碳发电，2050年实现碳中和的目标，该目标的设定奠定了未来可再生能源在电力市场的主导地位。而当前美国电网较老旧，且改造成本高，难以适应新能源对电网调度的要求，故更高的可再生能源目标提出了更大规模储能作为后台保障的配套需求。

美国州政府是推广可再生能源和储能发展的主力，美国已采取可再生能源配额制(Renewable Portfolios Standards，RPS)和清洁能源标准(Clean Energy Standard，CES)、购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）电价等管理机制促进可再生能源发展，其中RPS由各州根据各地情况单独设定，有效地保障了各区域可再生能源的发展目标。截至2021年6月，美国共有18个州规划了2030年后可再生能源发电比例的远景目标，为30-100%不等。如加利福尼亚州制定了自己的能源政策目标，到2045年可再生能源发电占比高达60%，此外将完全消除电力部门的温室气体。根据此目标，加州储能联盟（CESA）测算到2030年加州将部署2-11GW长时储能系统，到2045年，或将增长到45-55GW[7]。其中，部分州单独提出了储能目标。如2018年纽约州公共服务委员会设立了到2030年达到3GW的储能发展目标， 弗吉尼亚州在2020年议会中通过的一项法案中批准到2035年储能装机容量达3.1GW的目标 。截止至2021年底，美国共9个州提出了相应的储能装机目标值。其中，俄勒冈州虽暂未出台新的储能目标，但境内公司Powin Energy将于2022年～2024年期间交付5.8GWh电池储能系统。

2.2 经济性激励措施推动储能降本

2.2.1 储能发展顶层路线图

得益于美国联邦能源监管委员会（FERC）在立法中的不断支持，储能技术能够实现快速的规模化发展。

1）保障储能市场地位。自2007年起，美国开始初步尝试将储能纳入市场主体，FERC出台的 890法案及755法案为储能提供调频服务提供了制度保障，解决了储能系统参与电网自动发电控制（AGC）调频获得合理赔偿的问题；2013年FERC 出台784号、792号法案，提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务以及电储能提供辅助服务的结算机制，并对储能并网程序进行了规范[8]。2018 年 FERC 发布 841 号法案，再次指出了储能参与电力市场的阻碍及关键问题，要求各电力市场运营机构研究制定储能参与电力市场的相关规则，允许储能参与到批发竞争（电能市场、辅助服务和容量市场）中来，将储能的装机准入门槛从 1MW 降低至 0.1MW，增加市场主体数量，实现更大范围内更优的资源配置。至此，储能开始正式踏入市场化发展之路。

2）明确储能发展路线图。2020年美国能源部制定的储能大挑战路线图（ESGC），提纲挈领地为储能发展指明了方向。ESGC是一项综合计划，旨在加速下一代储能技术的开发、商业化和利用，并保持美国在储能领域的全球领先地位。该计划重点关注如何解决三大挑战，即国内创新（即如何能使美国在储能研发方面处于世界领先地位）、国内制造（即如何通过降低对国外材料和组件来源的依赖来削减制造现有储能技术的成本和能源影响）、全球部署（即如何与利益相关方合作，开发满足国内需求的技术并在国内市场成功部署，并且还能出口技术）。围绕五个交叉支柱（技术开发、制造和供应链、技术转型、政策和估值以及劳动力发展）展开，这些支柱对于实现ESGC的2030年目标至关重要。该路线图从联邦层面和州政府层面双管齐下，实施税收优惠和补贴鼓励储能产业发展，路线图计划到2030年长时固定式储能应用的平准化成本将比2020年下降90%，达到0.05美元/ kWh。

2.2.2 核心税收政策—ITC驱动储能成本逐步降低

投资税收抵免（investment tax credit，ITC）是驱动美国储能装机增长的核心政策。该政策属于企业租税的一种，是由联邦政府提出，鼓励纳税人投资再生能源发电设备的奖励性措施，允许公司从其税单中减去用于新设施和设备的金额，在项目投用当年即可申请。ITC政策起于2005年的《能源政策法令》（Policy Act of 2005），于2006年开始执行，期间经过3次延期至2019年仍保持30%的减免力度。2020年IRS（美国国家税务局）对ITC的规则修订为，2020/2021/2022年计划逐步退坡，补贴力度分别为26%/22%/10%。到2020年12月，IRS对该修订条款进一步延期2年，即2020-2022年期间均保持26%的退税力度。而2021年《重建更好未来法案》（Build Back Better Act）规定，凡是在2026年底前开工的均能享受退税30%政策优惠，但以上补贴仅针对太阳能+储能的捆绑系统。其中，在户储方面，需保障太阳能发电绑定储能且100%能量来源于该太阳能，才可享受抵免，工商业仅针对至少75%来自太阳能的电池储能系统[9]。

2022年，拜登政府出台《通货膨胀缩减法案》（IRA），给储能行业带了更为确定的长期激励措施。ITC政策首次允许独立储能也可享受抵免且分别针对户用储能以及表前、工商业储能进行补贴。户用端ITC政策首次提出独立储能（3KWh以上）可享受30%税收抵免。2023年起的税收抵免比例由此前的22%提升至30%，且延长至2032年后才退坡。针对表前及工商业储能项目，除根据是否满足现行工资和学徒制标准获得的6%或30%的基础抵免（5MW及以上独立储能可满补贴率补贴）外，也配套了10%-40%的额外抵免，总抵免最高可至70%，减免比例逐年退坡[10]。额外抵免主要包括三种情况分别为：①本土制造：满足100%使用美国钢铁 ，美国本土制造占比超40%；②能源社区：项目位于有棕地或关闭燃煤电站的地区；③其他：项目在低收入社区或印第安区域，项目符合要求的低收入住宅建筑项目或低收入经济效益。这是美国有史以来针对储能最为积极的行动，可有效将储能设备的成本降低约30%。此外美国正在逐步加强电池的本地化制造，并鼓励相关供应链向本国及盟国转移，包括IRA中也有相关条款是专门解决这些问题的。长远来看，IRA法案的直接作用结合美国国内供应链的逐步强大，储能的发展前景不可小觑。

2.2.3 成本加速折旧引发储能投资热情

为使投资人加快回收投资成本，美国税务局推出了《成本加速折旧法》（MACRS），即固定资产折旧额按照设备年限逐步递减。在固定资产使用前期提取折旧较多，后期提取较少，使固定资产价值在使用年限内尽早得到补偿。这种计提折旧的方法是国家先让利给企业，加速回收投资，增强还贷能力。2016年，《储能投资税收减免法案》 （ The Energy Storage Tax Incentive and Deployment Act）中提出将储能纳入MACRS体系，此举推动了储能的投资热潮，也使得储能的固定资产成本在使用期内更快得到补偿。其中，高于50%光储比的储能系统可使用5年的成本加速折旧，相当于降本27%，没有可再生能源配套支撑的储能系统可以使用7年的成本加速折旧，这相当于降本25%。

2.2.4 各类补贴和资助促进储能技术发展

近年来美国政府通过制定一系列补贴政策以扶持储能产业的发展。2009年通过的《复苏与再投资法案》利用1.85亿美元资助16个储能示范项目，包括液流电池、压缩空气储能、锂电池等。2019年推出《更好的储能技术法案》 （BEST ACT），自2021年起，利用5年时间拨款10.8亿美元，用于能源储存、微电网和分布式能源项目。2021年，拜登公布2万亿美元的《基础设施计划》，除2035年实现100%无碳电力外，也将清洁能源与储能的以直接支付方式执行的投资税收抵免（ITC）及生产税收抵免（PTC）期限延长10年[11]。而美国能源部也不定期制定储能资助计划，主要针对储能研发与示范项目提供资金支持。

美国各州立法和监督机构也将储能系统作为能源政策的优先事项，以提供补贴的方式刺激储能建设。纽约州2019年推出批量储能和零售储能补贴措施，批量储能激励初始价格为110美元/kWh，零售储能激励初始价格为350美元/kWh；马萨诸塞州已向26个包括电网侧、分布式和用户侧等不同规模储能示范项目提供了约2000万美元的赠款，使该州最初的1000万美元承诺翻了一番。新泽西州2017年拨款290万美元支持13个项目，其中12个项目是光储结合项目。

2.3 表前补偿机制以参与多种市场化竞争为主

2.3.1 强制采购目标计划为储能提供沃土

随着储能应用的价值和重要性日益显现，为培育多元化储能技术，创造有利于储能技术企业和系统集成商发展的长期稳定市场，加州、俄勒冈州、得克萨斯州等州政府陆续部署了本州的储能目标并实施储能强制目标采购计划。其中，加州是最先开始执行储能强制采购目标计划，所有的独立公用事业公司（IOU）均为该计划的主要实施对象，美国加州公共事业委员会（CPUC）第2514号法案就要求IOU需在2020年前采购1325MW储能，并于2024年前开始营运，所采购储能项目的成本均由IOU自身承担。该计划驱动IOUs不断进行市场化模式延展，寻求超额的补偿收益，而规模化的采购也间接降低了储能的综合成本。

2.3.2 储能首要获利机制—参与辅助服务及能量联合市场

美国的电力辅助服务市场由独立系统运营商/区域输电组织（ISO/RTO）组织运营，ISO/RTO是独立运作的组织，所有的ISO/RTO都不拥有任何发电资源和负荷资源，仅起到监督、调度、分配资源等作用。目前大部分ISO均允许储能参与辅助市场，CAISO、PJM [12]是美国储能装机及管理规模最大的ISO，也是储能可参与的最领先、最活跃的辅助服务平台。根据美国能源部全球储能数据库统计，截 至 2020 年 CAISO 的 储 能 总 容 量 达 到7260 MW，其中非抽水蓄能总容量占比15%， 这2 项指标均位居美国所有 ISO 之首，PJM 的 储 能 总 容 量 达 到6220 MW，非抽水蓄能总容量占比12.5%，位居CAISO 之后。

辅助服务类型包括调频、备用、无功补偿和黑启动，表前储能主要参与调频、备用类辅助服务市场。调频、备用类调度服务是ISO/RTO向市场参与主体提供的调度运行，费用由市场成员承担，市场化竞争多样，与能量市场（日前市场、实时市场）连接紧密，联合优化出清。PJM是最早开启调频市场的ISO，其在2012年10月在实时市场引入新的调频产品RegD，区别于传统RegA产品[13]，该产品专门针对能够快速反应的资源，极大地刺激了储能在调频中的应用。2016年CAISO也引入了新的辅助服务产品“灵活爬坡产品”（FRP），主要针对可再生能源并网带来的电网扰动开发。该服务仅针对实时市场，为应对预期之外的不确定性的净负荷短时间变化而预留的爬坡容量。在PJM市场、CAISO市场中，调频辅助服务市场与能量市场均以总成本最低为原则共同出清，但在具体的机制方面略有区别。在调频方向上，PJM不区分，而CAISO区分方向，且向上或向下调节频率的价格是不同的，储能运营商可以根据储能自身的荷电状态选择参与频率调高还是频率调低服务。此外，美国 PJM 和CAISO调频辅助服务市场采用日前市场和实时市场双结算系统，且设立了容量和里程两部制价格[14]，但最终计算选取的因子及计算方式略有区别。目前储能已经取代燃气机组成为PJM最大的调频来源。

无功补偿、黑启动[15]由ISO/RTO集中采购，向输电用户分摊，主要是通过签订合同或协议获得。黑启动—美国主要有三种黑启动的补偿方式：一是按照服务成本，确定要进行黑启动的单位，然后按照其记录的成本提供资金，目前被CAISO、PJM及NYISO 广泛使用，该方法是所有黑启动补偿方式中最简单也是最传统的一种。二是统一费率支付，即每月支付给发电机的补偿金是通过将固定费率乘以该单位当月的“每月索赔能力”来确定的，该方法为新英格兰独立系统运营商(ISO-NE) 使用的一种新方法。三是竞争性采购，参与者自行提交每小时的待命费用，ISO进行择优选取，该方法由德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)使用。储能近些年也逐步探索进入黑启动市场， 2017年加利福尼亚州帝王谷的 El Centro 发电站以33MW / 20MWh 锂离子电池储能系统作为其44MW 的CCPP机组的黑启动机组，并按照其服务成本进行补偿，这是历史上第一次电池储能系统在运行情况下黑启动机组[16]。相比传统利用发电机组黑启动的方式，储能具有更大的调节幅度、更快的动态响应的特性，利用储能设备来辅助黑启动能够有效提高局域电网的恢复速度。

2.3.3 表前储能主战场—套利

峰谷套利打开了储能的降本空间。美国每日电价波动较大且日内峰谷价差较大，2022年9月电价为例，峰时电价最高在240美元/MWh，峰谷价差约145美元/MWh，占比接近60%，储能项目可以通过在谷电价时充电，峰电价时放电。以实时电价波动最高的CAISO 市场为例，18：00-21：00 时间段由于系统容量不足，引发稀缺电价机制，电价最高时或超过1 美元/kWh，而储能响应速度高于其他机组，可借由高价差获得超额收益。美国德州以独立电站为主，其光储项目参与电力市场IRR（内部收益率）可达24.2%[17]，其中峰谷价差套利是其主要收入来源。大部分ISO所在区域电力市场中，储能既可以参与日前市场套利也可以参与实时市场套利，储能可通过申报自调度出力或者申报经济报价其中一种方式参与实时市场，其中自调度出力方式中储能作为价格接收者，调度优先级最高。承担容量服务的储能项目须在日前市场报价，也可参与实时市场报价。

PPA价格上升为储能带来新的增长点。近些年美国燃料价格上涨，尤其俄乌危机的爆发使得天然气价格骤增，推高了所有地区的批发电价，加之光伏市场的供不应求，共同促进了新能源购电协议价格（PPA）[18]抬升，2022年1季度光伏PPA电价环比增长6%，夏季电价是平时的三倍以上，通过套利IRR能达到25%~30%，远高于平时的5%-6%，而这也成为了美国公用事业储能安装的极大推动力。此外美国大多独立电厂由于新能源资产过多，但其天然气调峰电站不能满足要求，叠加辅助服务市场及套利参与需求，由此使得美国表前储能装机量未来可期。

2.3.4 仍在发展中的储能市场机制—容量市场

容量市场也是储能可参与的一种市场机制，作为能量市场的补充，容量市场以可靠性装机容量为交易标的，是一种为了避免装机容量不足而采取的措施，在激励新增电源投资、保障电力长期平稳供给方面的起到了巨大的作用。但因受储能时长限制，独立储能参与度较低，以典型的PJM的容量市场为例。PJM拥有最大、最复杂的容量机制。通过可靠性定价模型，PJM能够得到满足高峰负荷和备用裕度（系统可用容量与系统最大负荷之比）的发电容量，以应对机组停机和其它不确定性事件，是世界首个利用市场力量激励容量投资的典范案例。PJM的容量拍卖市场为多重市场，包括1个基本拍卖市场（BRA）、3个追加市场和1个双边市场[19]，PJM 通过 BRA获得足够的容量并通过地区可靠性费用(Locational Reliability Charge)将容量购买费用按负荷大小分摊给区域内的各负荷服务企业。但PJM 中储能一般不单独参与容量市场，通常将其与间歇性资源聚集起来作为聚集资源参与容量市场[20]。容量市场在保证电力系统稳定性的同时，弥补了发电企业所安装储能的大部分固定成本，剩余固定成本和变动成本由借助电能量市场进行补充，极大地提高了储能的经济性以及区域资源的充裕性。

2.4 表后补偿机制各州多点开花

2.4.1 政策直降表后储能成本

美国政府推出了针对表后储能的多项激励政策以及一系列相关计划、投资政策和补贴政策进行扶持。在联邦层面，主要的激励政策为投资税抵免（ITC）和加速折旧（MACRS）。此外，FERC 2222法令还允许分布式储能主体参与容量市场交易，为户用储能配套增加套利和其他收入来源。

除联邦政策外，美国部分州也针对储能出台相应的激励政策，给予工商业、户用储能极大的补贴力度。以加州为例，加州是美国储能产业发展的标杆地区，2001年开始实施自发电激励计划（SGIP），主要是为促进表后储能发展。发展至今，该计划已被划为7个阶段执行，建设完成先支付大部分补贴，其余补贴按每年运行效果进行支付，“后补贴”变为“逐年退坡补贴”，增加了用户积极性。此外，对于储能技术路线选择无限制，只需满足规定技术指标要求即可，给予新型储能更多空间。对于特殊情况，如低收入家庭、火灾高风险地区储能项目，可申请补贴＄0.85-1.00/Wh。该计划不但从用户侧助力加州可再生能源目标的实现，更是极大给予了电网稳定性保障。但从新修订的SGIP补贴计划中的消减机制除来看，加州对储能系统设置了相应的技术门槛，小容量（容量小于2MW）、短充电时长（充电时间少于2h）的储能装备维持原有补贴力度，但对于大容量、长时储能的补贴力度是逐步降低的。

此外，加州还实行了需求响应竞价机制（DRAM），帮助电力企业采购需求响应资源以满足其资源充裕要求。通过开放透明的流程形成最终价格，储能可以作为分布式能源主体参与，合约基本为1-2年。这些产业政策是美国甚至是全球的首次尝试，对于美国其他地区推动储能发展提供了前瞻性指导。

美国纽约州的公用事业部门也制定了一个激励计划—减负荷计划，该计划原本用于紧急应对印第安角核电站许可证到期而制定[21]，但后期被纳入该州的需求管理计划，用于推动表后储能。该计划由纽约州能源研究与发展局（NYSERDA）和 联合爱迪生公司（ConEdison）合作推进，其中储热项目补贴 2600 美元/kW，电池储能项目补贴 2100 美元/kW，需求响应项目补贴 800 美元/kW，单个项目的补贴上限 1000 万美元。要求项目至少满足降低高峰负荷 50kW，且需在2016 年 6 月 1 日前建设完成 。

2.4.2 分时电价机制（TOU）带动户储积极性

TOU费率计划起源于加州，是根据所处日/季、周中/周末/假日而制定的不同费率计划。用电高峰时段的电费较贵，非高峰时段较低，高峰时段可能因费率及能源供应商而不同，一般是下午4–9点，费率通常是提前设定的。该计划最早是针对一些大企业客户实施，自2016年起，加利福尼亚州规定所有加入 净计量政策2.0计划（NEM 2.0）的用户都要采用TOU模式计费。截止到2022年6月，加州三大公用事业公司拥有的所有符合资格的住宅客户在都已转成TOU费率计划。此外，美国境内其它电力公司也陆续提供了自愿性分时电价方案，但尚无针对所有用户的强制分时电价方案出台。而储能在其中可以发挥最大作用，利用其特性转移高峰负荷，在低谷时释放，从而降低用户的电费成本，类似于表前的套利机制。

2.4.3 多种商业模式驱动表后储能市场

以租代售及共享电费储能模式—由于ITC政策带来税收抵扣无法被家庭充分利用，且光伏及储能不是主要的固定资产，无法给居民带来税项资产，故光伏+储能的以租代售模式应运而生。在加州，SolarCity通过将光储系统租赁给用户收取租金或者和用户签订售电协议收取电费，在这种模式下用户支付的单位电费低于从电网购电平均成本的15%。同样，工商业中常用的共享电费储能与此有异曲同工之处，按照每月产生的电费收益进行分成，可较好的分摊用户的前期成本。

虚拟电厂及社区储能模式——自2016年至今，加州、德州、纽约州等地陆续开展虚拟电厂行动计划，户用及工商业储能业主通过与虚拟电厂运营商签订协议，获取这些分布式电池的部分使用权，聚合需求侧资源同时并给予一定补偿。2022年6月，特斯拉和太平洋燃气电力公司（PG&E）共同成立虚拟电厂，同年8月，特斯拉为缓解夏季高峰时期电力系统的过度压力，将加州各地2300多名特斯拉用户将家用储能设备PowerWall中存储的电能输送到本地电网进行紧急响应，其输出最高功率达16MW，每一度储备的电可获得2美元奖励。该模式不仅推动了虚拟电厂的商业化扩张，优化了电能的控制与分配，同时也激发了户用储能的安装需求。社区储能也类似于虚拟电厂模式，将社区内的光储设施进行集成并服务于居民，也相当于为电网运营商提供了移动式的发电系统。以美国阿拉巴马州落地的社区光储项目为例，该项目有共安装800kWp光伏及1.5MWh储能，62个家庭的光储系统优先满足自用，余电通过售卖形式共享，不足部分通过直流母线取电，系统由EMS系统统一调度。

‍三、美国储能补偿机制对中国的启示‍

新能源电站及公用电站配置储能是当前新型储能增量的主体，目前我国陆续有20多个省份提出新能源的配储需求，各省市配储的比例在10%到20%之间，但因储能的“身份”还没有被真正定义，由此导致储能项目可落地性和可操作性存在差异，储能电站和电网之间的链接有所欠缺，再加之缺乏切实的补偿措施，新能源及公用电站配储用储意愿不强。目前我国电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，而新能源配储的等效利用系数仅为 6.1%，“配而少用”偏离了国家希望其承担风、光消纳任务的初衷[22]。反观美国，其储能技术能够实现快速的规模化发展，离不开FERC在立法中的不断支持，将储能摆在能源战略体系的重要地位，并制定了储能发展的路线图，聚焦关键性技术与需求问题。此外在储能发展到一定规模后，各州政府采用税收优惠或补贴的激励形式，使得储能成本快速下降并大规模应用，此外开放的区域电力市场也为储能提供了参与辅助服务市场以及其他类商业模式的价值平台。参考美国储能的发展历程，我国需从政策和法律保障、分阶段的价格保护及多种技术路线降本等方面完善储能成本补偿机制。

3.1 明确储能应有定位

法律保障储能发展地位。目前我国储能的顶层设计图《“十四五”新型储能发展实施方案》已于2022年3月正式出台，《方案》提出到2025年，储能行业将从商业化初期步入规模化发展，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。同年6月又出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并对储能的市场、价格和运行机制方面作出部署。但目前针对储能发展和新趋势所制定的监管规则大多以法规、规章和政策等形式存在的，缺乏高位阶、有效力法律规范。当前由于种种原因，能够作为基本法的《能源法》仍然缺位，中国可再生能源相关领域的最高位阶法律是2009年修订的《可再生能源法》。所以加快推动《中华人民共和国可再生能源法(修正案)》的修订，可从立法层面明确新型储能在建设新型电力系统、保障能源安全及实现“双碳”目标中的战略性地位，亦可确保新型储能在建设、投资、运营、消纳、价格机制等方面得到法律保障。

持续完善新型储能相关政策规划。当前只有部分省份对新型储能建立了较为明确的市场规则，而美国方面，州政府是推广可再生能源和储能发展的主力。故建议各省市借鉴美国各州出台法案以及国内 “排头兵”省份的先进经验，如山东试点建立容量补偿机制、广东省储能辅助服务纳入电价的“全员共担”政策以及浙江、辽宁借由两部制电价运行储能电站等，提出符合自身发展实际的新型储能政策并推动落实。此外电网方面，电网侧新型储能是电力系统重要的调节支撑性资源，可考虑将新型储能纳入电网的总体规划中统一部署，促进储能获得一份公平公正的市场地位和市场环境。

3.2 依储能发展阶段“分业施策”

价格保护助推储能短期发展。当前储能技术的成本仍然相对较高，因此在一段时间内，可能需要政府或市场提供补贴或价格保护来推动其发展，比如与抽水蓄能“同工同酬”。抽水蓄能电站目前收入分为两部分即容量电价和电量电价。其中容量电价方面，由政府事前核定，每三年随省级电网输配电价监管周期同步调整，容量电费由电网支付，纳入省级电网输配电价回收。电量电价方面，在无电力现货市场的地方，上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水蓄能电价按燃煤发电基准价的75%执行；在有电力现货市场运行的地方，按现货市场价格及规则结算[23]。容量电价及电量电价共同分担了部分抽水蓄能的成本压力，带动了抽水蓄能的大规模发展。相较于容量市场和现货市场，容量补偿机制是我国现阶段储能成本保障机制的可行选择。如能在没有形成容量市场的过渡阶段，对于与抽水蓄能同等服务质量和效果的新型储能，提供同等的容量电价补偿，可有效降低制造和运营成本，加快新型储能研发及产业化进程。

长期看向市场化改革。在电力市场机制探索期，补贴和价格保护是推动储能发展的一种主要方式，可根据当地市场和政策环境进行适当的调整和应用。随着市场不断健全、储能的成本不断降低，对于补贴和价格保护的需要也会逐渐降低。参照美国的经验，推动电力市场改革，才得以彻底推动储能的市场化。通过完善电价传导机制，将储能成本向下传导最终由用户承担。推广阶梯电价，不断扩大峰谷电价差，借由价差套利提升储能售电收入。此外亦可丰富电力市场品种，如辅助服务市场，现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%，根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加[24]，辅助服务市场的推进也将为储能创造增长空间。

3.3 多层次、多样化降本

电化学储能方面，当前锂电池尤其是磷酸铁锂的技术已非常成熟，但仍受制于由原材料价格飞涨引发的成本问题，需更多从源头推动降本。美国为促进储能发展，发布了系列行政令如第13953号行政令（E.O.13953），旨在解决依赖竞争国的关键矿物对国内供应链带来的潜在安全性风险，支持国内关键矿产和材料供应链。而我国锂资源储量大约为795万吨，约占全球储量的7%，居世界第4位[25]，且锂的回收率高约95%，亦可通过加大国内资源开发力度，提高锂电池循环寿命，从而降低储能全生命周期的成本。其他新型储能方面，则需加大新型储能技术创新投入。如新型钠离子电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等，目前仍处于商业化初期或更早阶段，技术成熟度及经济性水平尚不足以支撑其大规模应用，仍需借由资金、税收补贴等推动研发攻关或通过示范项目推广。

3.4 重点方向

关注工业独立储能配套需求。由于美国户用电成本较高且电能质量较差，美国表后市场中户用储能超越工商业储能成为美国储能建设的主要发力点。与美国相反，由于中国目前户用电价较低且电网覆盖区域广，户用市场还不具备大规模发展的经济性。但中国大工业电价远高于户用电价，随着分时电价的进一步完善和高耗能企业电价的进一步上涨，工商业用户储能的经济性逐渐凸显。与此同时，近些年由于煤炭“去产能”导致的煤价飞涨、俄乌危机带来的能源危机以及夏季高峰用电等原因，“电荒”陆续降临中国多个省份，对工商业的生产和经营带来了干扰，也助推了储能需求。根据应用场景判断，重点关注对用电连续性要求较高的工业企业如钢铁、有色等，此外工业园区、数据中心、通信基站、商场、办公楼等区域对于工商业储能配套需求较强。

‍参考文献：‍
[1] US Energy Information Administration. Annual Electric Generator Report, 2021.

注：
[1] 注：kW/kWh 、MW/MWh等为储能常见单位。例如100kW/100kWh，代表储能系统可以以100kW的功率，连续充/放电1小时。
[2] 资料来源：电力设备新能源行业周报：风光锂反弹需等待，光大证券，2022/12/26[2023/1/21], http://stock.finance.sina.com.cn/stock/go.php/vReport_Show/kind/search/rptid/725351935236/index.phtml
[3] 资料来源：493亿美元! 18.8GW太阳能、15GW电池储能计划，国际新能源网，2022/2/7[2023/1/20], https://newenergy.in-en.com/html/newenergy-2411124.shtml
[4] 资料来源：NREL：到2050美国储能装机或增加650GW！，CASEnergy，2022/06/28 [2022/10/4]， https://news.solarbe.com/202206/28/356583.html
[5] 资料来源：储能行业深度研究：全球市场空间、经济性及商业模式探讨，天风证券，2022/03/17 [2022/10/5]，https://finance.sina.com.cn/stock/stockzmt/2022-03-17/doc-imcwiwss6635867.shtml
[6] 资料来源：2022年储能行业研究报告 美国储能市场巨大，中国企业机会在哪里？，中信建投证券，2022/10/6[2022/07/29]，https://www.vzkoo.com/read/20220729464d2126fa71729feb25f1b0.html
[7] 到2030年加州或将部署2GW至11GW长时储能系统，储能网，2022/10/7[2022/01/29]， https://m.solarbe.com/21-0-350625-1.html
[8] 资料来源：美国：推动储能参与电力市场的政策演进，2015/8/12 [2022/10/18],https://power.in-en.com/html/power-2242851.shtml
[9] 注：如储能系统90%由可再生能源充电，则可以享受相当于系统成本27%（30%×90%）的税收抵免。
[10] 注：现行工资和学徒制都是以工会劳动力为基础的。现行工资由各州制定，是支付给特定地域内类似就业工人的基本小时工资和福利。此外IRA规定了一个项目的劳动力中必须由学徒制组成的百分比，从2023年开始施工的项目为10%，2024年增至12.5%，2025年增至15%。小于1 MW 的项目没有现行工资或学徒制要求。
[11] 注：“直接支付”是指实体收到的费用是直接即时支付的，而不是从更复杂、更长期的税收抵免中获利，可以加速和促进资金流动，帮助更多的项目更快地获得融资。生产税抵免（PTC）是在项目建成后的10年内，每发电1kWh将获得通货膨胀调整后的税收抵免。如果采用美国国内生产的组件或在社区建造太阳能，PTC抵免幅度还可以增加，2022年的PTC为0.026美元/kWh，随通货膨胀率上涨（独立储能只适用 ITC）。
[12] 注：PJM（PJMINT.，L.L.C)是经美国联邦能源管制委员会(FERC)批准，于1997年成立的一个非股份制有限责任公司。作为区域性独立系统运营商(ISO)，PJM负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理，集中调度美国目前最大、最复杂的电力控制区。
CAISO（California Independent System Operator，Inc）是加州电力市场的运营主体和加州电网的调度中心，服务于加州三千万人口，控制超过2.5万英里的输电线路，发电总装机容量超过5亿千瓦。
[13] 注：RegA要求资源在5 分钟达到指定出力即可，调节性能相对较差，适用于蒸汽机组、燃气轮机、水电机组等，RegD要求资源在几秒内开始响应，并能在一至两分钟内达到指定出力，适合于快速调节资源如电化学储能、飞轮储能等。
[14] 注：调频容量是为提供调频服务而预留的容量范围,调频里程是实际发生上下调的总步长。
[15] 注：黑启动是指在重大系统故障或全系统范围停电的情况下，在没有电网支持的情况下重启无自启动能力的发电机组，目前通过黑启动柴油发电机来启动大型发电机的方式比较普遍。无功补偿因储能无法参与故不进行展开论述。
[16] 资料来源：California battery’s black start capability hailed as ‘major accomplishment in the energy industry’， energy-storage.news，2022/10/8[2017/5/17],https://www.energy-storage.news/california-batterys-black-start-capability-hailed-as-major-accomplishment-in-the-energy-industry/
[17] 资料来源：新型储能盈利模式的分析探讨，北极星储能网，2022/4/21 [2022/12/21]，https://news.bjx.com.cn/html/20220421/1219254.shtml
[18] 注：PPA是指介于新能源电力供应方与用电方（电力公司）之间的法律合同，期限通常为20年，合同中事先制定电价，供电方要满足用电方的实时电力需求，并且有时会附带一些辅助性服务。PPA也是在目前补贴退坡甚至取消的大背景下，其锁定部分收入、抵消不确定性负面影响的重要手段。
[19] 注：PJM容量市场以每年6月到次年5月为一个自然交付年，基本拍卖市场（BRA）在交付年前三年的5月进行，期间还有三次追加拍卖市场进行调整的机会，此外还可以在突发情况下的进行增量拍卖。BRA 提前3 年举行,因此 PJM 需预测3年之后的峰值负荷。
[20] 资料来源：PJM ． 2019/2020 RPM base residual auction results[EB/OL] ．(2021-02-09)[2021-04-01]．https://www.pjm.com/~/media/markets-ops/rpm/rpm-auction-info/2019-2020-base-residual-auction-report.ashx．
[21] 注：印第安角核电站是一座发电功率超2000MW的核电站，为纽约市和威斯特彻斯特郡提供部分电力保障，如果其许可证不被延长，则面临停运，其所供应负荷将面临巨大危机。
[22] 资料来源：光伏们，中电联：储能装机6.27GW，新能源配储等效利用系数仅为6.1% ，2022/11/14[2023/03/13],https://business.sohu.com/a/605755397_703050
[23] 资料来源：发改委，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，2021/4/30[2023/03/13], https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202105/t20210507_1279341.html
[24] 资料来源：国家能源局网站，国家能源局市场监管司负责同志就《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》答记者问， 2021/12/24[2023/03/13], http://www.nea.gov.cn/2021-12/24/c_1310391334.htm
[25] 资料来源：21世纪经济报，中国工程院院士郑绵平：我国锂资源未来存在较大供需缺口 应着重攻关盐湖提锂等关键技术，2021/12/24[2023/03/13], https://www.163.com/dy/article/H64B2VNH05199NPP.html