儲能發展尚處于早期階段，國內外均針對儲能制定了一系列政策支持儲能發展。相比于國內，歐洲、美國、澳大利亞等國家及地區儲能相關政策及商業模式更成熟，儲能項目經濟性也更好，成熟的市場規則和良好的經濟性更有利于儲能行業健康可持續發展。對比國內外儲能相關政策及商業模式，分析中國儲能發展的不足，對國內儲能發展具有重要的借鑒意義。本文首先介紹了歐洲、美國和澳大利亞在電價、規劃、財稅補貼、市場規則等方面的相關支持政策，分析了主要國家的表前和表后儲能的商業模式；其次，總結了中國在儲能規劃、參與電力市場、補貼、強制配儲能、電價等方面出臺的相關政策，分析了新能源配儲、用戶側儲能、火儲聯合調頻、獨立儲能等場景的商業模式；最后，通過對比國內外儲能政策與商業模式，得出對我國儲能政策及市場機制方面的啟示，提出我國應在加大儲能財稅補貼力度、減少強配儲能、加快儲能參與電力現貨市場進度、增加儲能可參與的電力市場服務種類等方面進行改進和優化。

（來源：“儲能科學與技術”作者：魯躍峰 郭祚剛 谷裕 徐敏 劉通 ）

隨著全球氣候變化對人類社會構成重大威脅，全球各國紛紛將“碳中和”上升為國家戰略。能源結構向低碳環保、可再生能源轉型已成為主流趨勢。在此背景下，國際主要國家加速綠色能源轉型，光伏和風能發電受到前所未有的關注。作為可再生能源發展的重要組成部分，新型儲能也迎來快速發展機遇。根據中關村儲能產業技術聯盟統計數據，2022年全球新型儲能累計裝機規模達45.7 GW，同比增長80%，其中中國新型儲能累計裝機規模達到13.1 GW，同比增長達128%。盡管儲能裝機規模快速增長，但中國新型儲能目前尚處于商業化初期，市場機制和商業模式不成熟，加之中國電價較低且價差較小，導致儲能項目盈利困難。中國新型儲能要想實現長期可持續發展，對于新型儲能電價、規劃、財稅支持等相關政策以及商業模式的探索至關重要。本文將重點分析不同國家新型儲能相關政策及商業模式，總結國外經驗，以期對中國儲能發展有所啟示。

1 歐洲市場

1.1 儲能相關政策

1.1.1 電價政策

歐洲表后儲能占歐洲儲能總規模的50%以上，主要通過與光伏系統配合自發自用，幫助用戶節約電費。歐洲終端電價波動，對戶用儲能的應用影響較大。2022年，天然氣價格的飆升促使歐洲電價快速上漲，根據歐洲能源交易所(EEX)數據，2022年第三季度德國批發電價KWK指數達到375.75歐元/MWh，創歷史新高。在歐洲邊際定價的模式下，電價大幅拉升，為歐洲能源安全帶來了隱患。為緩解歐洲能源危機、降低消費者用能成本，2022年9月，歐盟推出兩項緊急干預措施，一是設置180歐元市場收入上限(CAP)；二是設置暴利稅/團結稅。前者是在2022年12月1日至2023年6月30日期間，對可再生能源(太陽能、風能、水電等)發電公司的市場收入設置上限，為180歐元/MWh；后者是要求非可再生能源(石油、天然氣、煤炭等)發電公司在2022—2023年實現的超額利潤至少繳納33%的稅收，即暴利稅或團結稅。團結稅的所得收益應流向能源消費者、能源密集型公司等。在歐盟干預和天然氣價格下跌的雙重影響下，2022年第4季度德國批發電價KWK指數降至192.84歐元/MWh。限制電價增高，短期內對儲能收益帶來負面影響，但長期來看，傳統能源短缺帶來的電價波動已經使得歐洲加快發展可再生能源，新能源的占比不斷提升勢必需要配套大規模儲能來保證電力供應的穩定與安全。

表1 歐洲主要國家電價干預政策進展

1.2.2 儲能規劃相關政策

2021年7月，歐盟提出“Fit for 55”計劃，明確歐盟地區2030年可再生能源發電量達到40%以上，并提出了歐盟碳排放權交易體系、成員國的減排目標、碳邊境關稅調節機制、可再生能源指令等一攬子計劃。此后，圍繞“Fit for 55”，歐盟制定了一系列落地政策和措施。2022年5月，歐盟通過了REPowerEU計劃，提出到2030年，可再生能源發電量從2021年規劃的40%提升至45%，帶動可再生能源裝機容量目標從1067 GW提升至1236 GW。該計劃還提出將針對某些類型的屋頂強制安裝光伏，而該項規定將有望進一步提升儲能裝機需求。在可再生能源發展目標的激勵下，歐洲各國開始制定儲能發展規劃，其中，希臘和意大利分別提出到2030年安裝6 GW和3 GW電池儲能的規劃。

1.2.3 儲能產業鏈本土化政策

在調整能源結構的同時，歐洲還發布了一系列措施加快歐洲儲能及電池產業鏈本土化。2022年3月，歐洲電池聯盟(EBA)提出制定完善歐洲電池產業鏈的加速行動計劃，要求到2025年和2030年分別通過本地制造滿足當地電池需求的69%和89%。

2023年2月，歐盟委員會發布《綠色協議產業計劃》，撥款2500億歐元資金，用于提高凈零技術的競爭力。在該計劃之下，歐盟還推出了“創新基金”、《凈零工業法案》《歐洲關鍵原材料法案》等法規。其中：“創新基金”將在未來十年提供400億歐元資金，支持電池、風能、太陽能，電解槽、燃料電池和熱泵等關鍵部件制造，加強凈零技術供應鏈。《凈零工業法案》提出到2030年歐盟內的電池制造能力能夠滿足聯盟內至少85%的電池年度需求。《歐洲關鍵原材料法案》旨在保障稀土和鋰等關鍵原材料供應，目標包括：到2030年每年在內部生產至少10%的關鍵原材料；加工至少40%的關鍵原材料；回收15%的關鍵原材料；在任何加工階段，來自單一第三方國家的戰略原材料年消費量不應超過歐盟的65%。

1.2.4 財稅支持政策

2022年12月，德國通過了《2022年年度稅法》，規定2023年起，對安裝不超過30 kW屋頂光伏的單戶住宅和商業物業的發電收入免除所得稅(2022年德國個人所得稅在14%～45%)；對于多戶連體建筑，每個住宅或商業單元的免稅容量上限為15 kW，每個納稅人或合作企業的免稅容量上限為100 kW；購置戶用光儲系統免除增值稅(約19%)。該項政策能夠進一步降低用戶采購并安裝屋頂光伏和戶用儲能系統的成本負擔。

2022年2月，英國商業、能源和工業戰略部(BEIS)宣布撥款3960萬英鎊，用于支持英國的創新性長時儲能技術項目。目前已經篩選出首批24個項目，資金支持總額為670萬英鎊，覆蓋無隔膜綠氫電解槽、重力儲能、全釩液流電池、先進壓縮空氣儲能、海水+壓縮空氣聯合儲能等技術路線。

1.2.5 市場規則政策

在身份屬性方面，2022年6月，德國聯邦議院通過法律修正案，將儲能定義為“所發電力不是即發即用，而是被推遲至某一時間段實現最終使用”的一種資產，賦予儲能系統法律定義可以簡化儲能系統的注冊程序，為大規模儲能項目參與電力市場掃除身份障礙。

在準入門檻方面，2020年7月，英國取消電池儲能項目容量限制，允許英格蘭和威爾士地方規劃部門分別部署規模超過50兆瓦和350兆瓦的儲能項目(此前只有中央政府可以批準)，使英國電網中電池儲能項目數量快速增加。

在參與市場服務的品種方面，2013年英國開始推出電力市場改革政策，先后引入容量市場、頻率響應、平衡備用等細分市場。目前儲能可以參與的、已運行或正在推出的電力市場輔助服務品種超過20種，且英國還在根據電力系統的變化不斷探索新的服務品種，為儲能參與電力市場提供了多種可能性。

1.2 儲能商業模式

儲能商業模式和經濟性與儲能政策息息相關。歐洲電價大漲同時電價差不斷加大，有利于儲能在電能量市場套利，對于過高的電價，政府又采取限制政策保護消費者權益，保持電價在合理的區間波動更有利于儲能長期穩定地在電能量市場獲取收益。德國減免儲能所得稅和增值稅，英國為儲能項目提供資金支持，有利于儲能降低成本，使儲能獲得更好的經濟性。英國通過引入容量市場、動態遏制等新的電力市場服務品種，可以使儲能獲得新的收益來源，同時也為不斷擴大的儲能規模提供了更廣闊的市場空間。

表2 英國電力市場服務類型

表3 英國電力市場服務技術要求

1.2.1 表前儲能

歐洲市場中，英國引領了歐洲表前儲能的發展。2022年，英國電池儲能累計裝機1.6 GW，大部分儲能時長為1小時。英國電力市場較為成熟，電化學儲能收益來源多樣，目前主要收益來源包括：容量市場、批發市場、平衡備用和調頻輔助服務市場。

英國的容量市場以拍賣形式進行，拍賣提前4年、3年或1年舉行，分別為T-4、T-3和T-1容量拍賣。T-1容量拍賣的合同有效期是1年，T-4容量拍賣的合同期為15年。英國容量競拍機制主要通過T-4容量競拍，以T-1容量競拍作為補充。因電化學儲能受放電時長限制，屬于能量有限型資源，容量價值需進行折算，目前1小時時長儲能折算率為48.62%。

英國儲能的批發市場收益主要通過日前和日內電力交易價格波動進行套利。英國電力批發價格與天然氣價格高度關聯，2022年英國電價上升至269.4英鎊/MWh，是2021年的3倍左右，且價格波動加劇，為儲能項目套利提供良好條件。儲能的平衡備用收益主要是通過參與電網實時平衡系統競拍，獲取平衡服務費。平衡備用參與者可以在電力交付前1小時提交投標和報價來增加或減少發電量。近年來，系統平衡成本不斷提升，一些時段平衡電量達到4000英鎊/MWh的高價。隨著新能源滲透率的提升，預計不平衡總量將持續增加。

調頻輔助服務市場主要包括動態遏制服務和固定頻率響應服務。近年來，隨著儲能裝機規模的提升，固定頻率響應服務已經飽和，收益下降。動態遏制作為新推出的調頻輔助服務品種，供給不足，處于階段性高盈利狀態，價格17～18英鎊/MWh。

整體來看，英國表前儲能可參與的細分市場較為多元化，通過收益疊加的方式，整體盈利情況較好。

1.2.2 表后儲能

歐盟家用光儲系統的安裝量從 2014 年起一直保持高速增長，歐洲家用儲能快速發展的主要動力有兩點，一是高企的居民電費，二是為光伏配置家用儲能系統的平準化度電成本(LCOE)不斷下降。德國是歐洲表后儲能的代表性國家。德國戶用儲能收益包括兩部分：①德國居民電費高企，通過光儲系統自發自用的用電成本較從電網購電的成本更低，是德國用戶側安裝儲能的主要動力；②自用剩余的電力并網獲得售電收益。德國電費主要由批發電價、輸配電費和稅費組成，2022年德國平均批發電價235.05歐元/MWh，明顯高于2021年的96.49歐元/MWh，帶動德國居民電價漲至約40歐分/kWh，儲能收益明顯好轉。加之，德國免除戶用光儲系統增值稅(約19%)，可以減少儲能系統投資，進一步提高了安裝儲能設備的經濟性。綜合來看，在能源短缺導致的高電價以及能源安全危機背景下，德國戶用儲能投資明顯增加，根據德國儲能系統協會(BVES)數據，2022年德國新增光伏系統家庭中有75%安裝了儲能。根據德國聯邦經濟事務和能源部(BMWi)數據，10 kW的光伏系統，配置7.5 kWh的電池儲能，電量自供率從8%～22%提升至23%～39%。年運行300次的情況下，2020年德國電池儲能平準化成本為30～50歐分/kWh，2040年有望降至15～25歐分/kWh。

表4 德國家庭配置電池儲能的自供電變化

2 美國市場

2.1 儲能相關政策

2.1.1 儲能規劃相關政策

2022年8月，美國發布《2022年通脹削減法案》，計劃在接下來10年內投資3690億美元于能源安全和氣候變化領域，主要用于清潔用電和節能減排相關活動、增加可再生能源和替代能源生產補貼、對個人使用清潔能源提供信貸激勵和稅收抵免、對新能源汽車發展提供支持等，旨在推動經濟低碳化或脫碳化發展，提升能源使用效率，降低能源成本。

2.1.2 支持儲能產業鏈本土化政策

近年來，美國發布了一系列政策支持國內電池及儲能產業鏈發展，防止全球供應鏈中斷和價格升高帶來的供應安全問題及成本增加。2022年2月，美國能源部(DOE)發布了《美國確保供應鏈安全以實現穩健清潔能源轉型的戰略》，是美國第一個確保安全和提高能源獨立性的全面計劃，對包括核能、碳捕獲、儲能等13個能源領域供應鏈開展深入評估。《2022年通脹削減法案》規定超過600億美元將會被用于支持本土清潔能源和運輸技術的供應鏈的清潔能源設施建設，力圖減少對國外的依賴。2022年10月，拜登政府發布推動美國電池制造業和高薪工作情況介紹，拜登總統宣布能源部將根據兩黨基礎設施法向12個州的20家制造和加工公司提供28億美元的贈款，同時還宣布了美國電池材料倡議，旨在動員整個政府確保用于能源、電力和電動汽車的關鍵礦物的可靠和可持續供應，提高美國的能源獨立性。

2.1.3 財稅政策

美國為了實現清潔能源轉型和碳中和目標，于2006年開始對光伏系統進行ITC政策補貼(太陽能投資稅減免政策)，長久以來儲能作為光伏系統的一部分可獲得稅收抵免，單獨的儲能系統無法獲得稅收抵免。《2022年通脹削減法案》規定將獨立儲能納入抵免范圍(工商業儲能>5 kWh、戶用儲能>3 kWh)，同時將ITC補貼時間延長到2035年，2033年開始退坡，并提升了抵免上限。對于規模大于1 MW的表前和工商業儲能，需要滿足現行工資和學徒制才能獲得全額基礎稅收抵免，否則將只能獲得6%的基礎抵免，具體要求如表6所示。此外，符合一些特殊標準的儲能項目，還可以獲得額外的稅收抵免，具體規則如表7所示。

表5 《2022年通脹削減法案》前后美國ITC補貼變化

表6 大于1 MW的表前和工商業儲能附加條款

表7 ITC額外稅收抵免標準

為了實現清潔能源轉型，美國還加大了對長時儲能的支持。2022年11月，美國政府啟動長時儲能示范資金，為能夠提供10～24小時或更長時間電力的新型長時儲能示范項目提供高達3.5億美元的資金支持。該資金為每個項目提供最高50%的資金，主要用于驗證新技術，提高用戶和社區進行高效電力存儲的能力，并保持美國在儲能領域的領先地位。

2.1.4 地方儲能支持政策

美國各州政府也紛紛出臺了儲能相關支持政策，且具有獨立性。其中，加利福尼亞州發布了《AB2625法案》《儲能增強提案》和《凈計量3.0 (NEM)》，紐約州制定了《紐約州6 GW儲能路線圖》，新澤西州發布了《新澤西州儲能激勵計劃(SIP)提案》，具體內容見表8。

表8 美國地方儲能支持政策

2.2 儲能商業模式

美國主要通過《2022年通脹削減法案》為儲能提供財稅支持，降低儲能成本，提高儲能建設積極性。各州通過制定詳細的儲能可參與的電力市場規則，來支持儲能發展，如加利福尼亞州的《儲能增強提案》可以使電池儲能更容易參與輔助服務市場，新澤西州的《新澤西州儲能激勵計劃(SIP)提案》根據儲能運行減少的碳排放量和對配電系統的成功供電分別對表前和表后獨立儲能進行補償。

2.2.1 表前儲能

根據美國清潔能源協會(ACP)數據，2022年美國新增儲能4798 MW/12181 MWh，創歷史新高，主要以電網規模儲能為主。2018年2月，美國發布841號法令，要求各區域輸電組織(RTO)和獨立系統運營商(ISO)制定儲能公平參與電力市場的相關規則，允許100 kW以上的小型儲能資源獨立參與電能量市場、輔助服務市場和容量市場，并要求在設計市場規則時充分考慮包括與充電狀態、充電時間、充電/放電限制、運行時間等相關的儲能運行特性。按照聯邦能源管理委員會(FERC)的要求，各ISO/RTO隨后在現有的市場規則之上制定或者完善了儲能參與市場的規則。美國電網規模儲能主要收益來源有調頻、價格套利、爬坡或旋轉備用、減少風能和光伏棄電、電壓或無功支撐、系統調峰等。其中，調頻、價格套利、爬坡或旋轉備用是主要收益來源。近兩年，儲能參與能量市場價格套利、爬坡或旋轉備用比例不斷增加，2021年美國電網規模電池儲能中有59%參與價格套利，較2019年的17%大幅增加，其中加州市場80%以上電池儲能參與價格套利。

2.2.2 表后儲能

美國表后儲能主要包括戶用儲能和工商業儲能，以分布式光伏配儲能的形式為主，其收益來源包括：減少從電網高價購電的收益、備用電源的價值和余電上網的收益。根據美國能源信息署的預測，2024年美國儲能項目平準化成本為14.01美分/kWh(假設ITC補貼為30%)，相較于2022年美國居民平均電價15.12美分/kWh，在ITC補貼下安裝儲能已經具有一定經濟性。若還可以獲得本土制造、位于“能源社區”或位于“環境正義區”等額外補貼，美國儲能項目將會得到更高的收益。此外，根據美國中西部獨立系統運營商MISO最新規定，超過100 kW的分布式儲能可以在MISO注冊，并于2022年6月之后可以參與電力市場(包括電能量市場、輔助服務和容量市場)獲得額外收益。但分布式儲能與分布式光伏聯合參與MISO市場則需要等到2030年。

3 澳大利亞市場

3.1 儲能相關政策

3.1.1 電價政策

2022年，國際市場中煤炭和天然氣價格大漲、基荷機組停電以及初冬需求增加，導致澳大利亞電力供應嚴重短缺，電力現貨價格達到了前所未有的水平。極端的市場價格導致監管機構實施了前所未有的干預。根據目前的電力市場規則，電力市場現貨價格滾動7天數值突破累計價格閾值(cumulative price threshold，CPT)，便會觸發管理價格上限(APC)，此后按APC結算。2022年6月，澳大利亞國家電力市場(NEM)現貨價格突破CPT (135.91萬澳元)，首次觸發了300澳元/MWh的APC。但APC不足以覆蓋大多數常規天然氣或煤炭發電的短期邊際成本，在此期間，一些發電機組修改其發電可用容量或退出市場，即便澳大利亞能源市場運營商(AEMO)向市場參與者發出大量指示以促使發電機組增加發電量，仍然未能解決電力供應短缺問題。因此，AEMO宣布于2022年6月15日至23日暫停NEM。第四季度，隨著電力供應緊張的緩解，以及政府對原料價格的干預，電力現貨價格明顯下滑，但昆士蘭州、新南威爾士州和塔斯馬尼亞州第四季度仍創下歷史新高。

圖1 2019—2022年NEM市場電力合同價格

從本次電力市場暫停事件來看，按照300澳元/MWh進行結算的APC管理價格上限制定于2008年，已經無法適應目前的發電成本。2022年12月，澳大利亞修訂《國家電力規則》，將每個地區的管理價格上限提高至600澳元/MWh。

3.1.2 儲能規劃相關政策

2022年6月，AEMO發布2022年綜合系統計劃(ISP)，提出為實現凈零排放，到2050年需要公用事業規模的可再生能源容量增加9倍，分布式光伏容量增加近5倍，對具有調節作用的儲能需求也將大幅增長。NEM將利用一系列不同類型的儲能來調節電力平衡，主要包括分布式儲能、協調控制分布式儲能(包括虛擬電廠安裝的表后電池、具有V2G功能的電動汽車)、短時儲能(儲能時長小于4 h)、中等時長儲能(儲能時長4～12小時)、長時儲能(儲能時長大于12 h)和Snowy 2.0 (抽水蓄能)，2050年裝機規模分別達到14 GW/29 GWh、31 GW/108 GWh、1 GW/1 GWh、9 GW/70 GWh、4 GW/111 GWh和2 GW/349 GWh。分布式儲能和協調控制分布式儲能主要調節用戶側電力需求，短時儲能主要調節電力供應的短時平衡，中等時長儲能主要調節光伏和風能發電的日度變化，長時儲能和Snowy 2.0主要調節可再生資源的季節性變化。ISP的發布可以更好地引導儲能投資方向，降低可再生能源消納成本，提升電力系統可靠性和安全性。

3.1.3 財稅支持政策

2022年7月，澳大利亞政府推出了《2022年澳大利亞可再生能源機構修正案(為澳大利亞供電)》[35]。新法規拓寬了澳大利亞可再生能源署(ARENA)的任務范圍，允許該機構支持能源效率和電氣化技術。未來，ARENA將持續支持超低成本太陽能、大規模儲能、靈活性需求、綠氫等可再生能源技術。2022年10月，澳大利亞政府宣布在2022—2023年聯邦預算中為ARENA提供新的資金，包括推動國家基金、支持能源安全和可靠性、家用光伏社區電池、原住民社區微電網計劃四個方向。其中支持能源安全和可靠性這一方向將獲得6000萬澳元以支持大規模電網側儲能電池項目；家用太陽能社區方向，電池獲得1.884億澳元支持，以幫助澳大利亞各地推出342個社區電池；原住民社區微電網計劃方向將獲得8380萬澳元，用于在原住民社區開發和部署微電網技術。2022年12月，ARENA宣布向全國范圍內8個電網側大規模電池儲能項目提供1.76億澳元的有條件資金支持，資金額度比2021年12月啟動時增加了0.76億澳元。該輪資金支持計劃旨在支持電網側電池儲能項目配備先進的構網型逆變器，使電池能夠提供類似傳統能源的通過同步發電提供的基本系統服務。

表9 澳大利亞支持的電網側大規模電池儲能項目

除了電池儲能技術，澳大利亞政府也為其他儲能技術路線提供資金支持。壓縮空氣儲能方面，2022年10月，ARENA有條件的批準4500萬澳元的資金支持Hydrostor公司建設200兆瓦/1600兆瓦時先進壓縮空氣儲能項目。氫能方面，2022年10月，ARENA向Fortescue Future Industries Pty Ltd (FFI)與Incitec Pivot Limited (IPL)提供1370萬澳元的資金，以支持其部署500兆瓦制氫電解槽，替代IPL吉布森島氨工廠目前的氫氣來源。熱儲能方面，2022年8月，ARENA為MGA Thermal Pty Ltd (MGA Thermal)提供127萬澳元的資金，以支持其創新熱儲能技術，建設一個500 kW/5 MWh的試點裝置。

3.2 儲能商業模式

澳大利亞修訂APC管理價格上限，為澳大利亞電價帶來了更大的波動空間，為儲能在電力市場套利提供了便利條件。通過為儲能項目提供資金支持，降低儲能成本，可以使儲能獲得更好的經濟性，增加儲能建設積極性。

3.2.1 表前儲能

澳大利亞表前和表后儲能發展均較快。2021—2022年，澳大利亞新增557 MW表前電池儲能項目，累計規模達到822 MW。在澳大利亞，表前儲能可以參與電能量市場和調頻輔助服務市場(FCAS)。2021年，電池儲能總收入的80%以上來自于FCAS市場，剩余部分來自于電能量市場。2022年第二季度和第三季度，由于電力供應緊缺，電價大漲，5000澳元/MWh以上的電價發生頻率明顯增加，電池儲能現貨市場套利空間加大，電池儲能電能量市場收益大幅增加。2022年第三季度，電池儲能電能量市場收益(2154萬澳元)首次超過FCAS市場(1546萬澳元)。2022年第四季度，隨著電力供需緊張緩和，電池儲能電能量市場收益明顯下滑。

圖2 NEM市場電池儲能收益

3.2.2 表后儲能

表后儲能方面，根據澳大利亞能源委員會(AEC)的數據，2022年單年，澳大利亞新增安裝屋頂光伏系統29萬套，有6%的屋頂光伏配置了電池儲能，而維多利亞州和南澳州的這一配置比例分別達到了24%和21%。表后儲能主要收益來源為光儲系統自發自用帶來的電費節約收益。零售電價的上漲以及電池儲能投資成本的降低，將促使更多用戶配置屋頂光伏及電池儲能。根據澳大利亞能源市場委員會(AEMC)數據，澳大利亞電池儲能度電成本已經從2016年的0.80澳元/kWh降至2022年的0.39澳元/kWh，同時電池儲能凈收益從2020—2021年的0.15～0.20澳元/kWh增加到2021—2022年的0.24澳元/kWh。澳大利亞戶用電池儲能已經具有一定經濟性，未來澳大利亞戶用儲能的規模有望快速增長。

4 中國儲能市場

4.1 儲能相關政策

4.1.1 儲能規劃相關政策

2021年7月，國家發改委、能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上。此后，各省級的“十四五”規劃相繼出臺，超過20個省市明確了“十四五”期間新型儲能發展目標，合計發展規模超過了6000千瓦，其中山西、河北、山東、甘肅、青海、寧夏、內蒙古規劃新型儲能規模達到500萬千瓦以上。2022年3月，國家發改委、能源局發布《“十四五”現代能源體系規劃》，提出開展新型儲能關鍵技術集中攻關，加快實現儲能核心技術自主化，推動儲能成本持續下降和規模化應用。

4.1.2 儲能參與電力市場政策

2022年6月，國家發展改革委、國家能源局印發了《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，提出加快推動獨立儲能參與電力現貨市場和中長期市場，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加；鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參與電力市場，儲能需要完成站內計量、控制等相關系統改造并符合相關技術要求；充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務；建立電網側儲能價格機制。此后各省市結合實際情況，積極探索并細化適合新型儲能參與市場的細則。

4.1.3 儲能補貼政策

國內儲能補貼主要為投資補貼和運營補貼，如太原市對新型儲能項目(電化學、壓縮空氣等)給予補助，建成后按投資額的2%補貼，最高不超過500萬元；蘇州吳江區對2021年7月至2023年底并網發電的儲能項目，按照實際放電量給予運營主體補貼0.9元/千瓦時，補貼期限為2年；重慶銅梁區按照儲能設施規模給予1.3元/Wh的一次性補貼，單個項目的所有補貼不超過1000萬元。國內僅有少部分省市出臺了儲能補貼政策，且補貼力度大多不及德國、美國等發達國家。

4.1.4 新能源配儲政策

國內大部分省份均已出臺了新能源項目配置儲能的比例及時長要求，大多數省份要求按照10%～20%的功率配置1～4小時的儲能，且配置比例和時長呈增加趨勢，尤其是在青海、內蒙古、新疆等地區，部分項目配置比例要求達到15%或30%。配置方式由新能源場站內配建逐步轉向鼓勵和支持建設獨立儲能電站、新能源項目租賃容量的方式。

4.1.5 電價政策

2021年，國家發改委先后發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，強調了優化分時電價機制的原則，峰谷電價價差原則上不低于4∶1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%，燃煤發電市場交易價格上下浮動范圍原則上均不超過20%。中國峰谷價差逐漸拉大，以10 kV一般工商業用戶為例，2022年全國共有16個省市最大峰谷價差超過0.7元/kWh，為用戶側儲能進行價格套利帶來機遇。此外，國內正在推進兩批共14個省市電力現貨交易市場試點，大部分市場僅有部分參與者進行現貨交易，價差較小。山東、山西等省份已經推進儲能參與電力現貨市場，隨著反映實際電力供需情況、價格波動的現貨市場體系的逐步建立，儲能在能量電力市場中進行套利有望成為儲能的主要收益來源之一。

4.2 儲能商業模式

4.2.1 新能源配儲項目

目前中國新能源配儲項目的主要收益為減少新能源棄電和減少考核費用。由于目前大多新能源項目平價上網，電價不高，儲能用于減少棄電的運行次數多在300次以下，減少新能源棄電方面的收入較少，儲能無法回收成本。

4.2.2 火儲聯合調頻項目

火儲聯合調頻方面，項目主要收入來源包括二次調頻補償和減少考核費用，其中以二次調頻補償為主。以廣東省為例，二次調頻補償收益包括調頻容量收益、調頻里程收益2部分。早期投運的項目收益較高，短期內便可回收成本，但隨著項目增多以及新的市場規則出現[2020年9月1日起執行新的市場規則，對K值開(m+1)次方根]，市場出清價格明顯降低，大部分后期投運項目無法回收成本。

4.2.3 用戶側儲能項目

中國用戶側儲能以工商業領域項目為主，收益包括價差套利、減少容量電費、減少電量電費、需求響應補償、參與輔助服務等。其中，價差套利為主要收益來源。大部分省份分時電價較低，且運營策略多為每天一充一放，儲能項目全生命周期內回收成本困難。

4.2.4 獨立儲能

相對于新能源配儲和火儲聯合調頻，獨立儲能的收益來源更加多元化。

電能量相關的收益主要有2種方式，即，未開通現貨市場的省份通過調峰實現價值，開通現貨市場的省份通過節點價差套利實現價值；輔助服務相關收益的實現目前主要以參與AGC調頻為主，部分省份如山西出臺了儲能參與一次調頻市場的政策；容量相關收益方面，山東以“容量電價+容量租賃補償”方式實現，甘肅以“調峰容量市場+容量租賃”方式實現，湖南、河南以容量租賃的方式實現。雖然部分省份獨立儲能已經初具經濟性，但仍面臨收益來源不穩定(通過新能源電站租賃并網指標獲得的容量租賃費占比較大)、相關市場機制不成熟等問題。根據對典型省份獨立儲能項目進行調研，其商業模式如表10所示。其中山西獨立儲能收益更好，主要原因是山西開通了一次調頻市場，報價范圍為5～10元/MW，與典型省份二次調頻報價范圍接近，由于一次調頻響應時間短(≤30 s)，可以響應的調頻次數更多，據調研估算，每天響應頻次可達1000次，因此儲能收益更高。

表10 典型省份獨立儲能商業模式

5 對中國儲能發展的啟示

各國電力市場情況不同，儲能政策結構也各有差異，歐洲主要通過制定新能源發展目標、支持產業鏈本土化、稅收減免、資金支持、增加儲能可參與的電力市場品種等政策來支持儲能發展，美國主要通過ITC稅收抵免、支持產業鏈本土化、制定詳細的儲能可參與的電力市場規則等政策推動儲能建設，澳大利亞主要通過提高APC管理價格上限、規劃不同類型的儲能設施、為儲能項目提供資金支持等政策來支持儲能發展。中國在電價、規劃、產業、財稅、市場規則、新能源配儲方面均出臺了一系列政策，但支持力度與國外相比仍有一定差距。

表11 國內外儲能政策對比

對比國際市場，國內儲能發展尚處于早期階段，大部分儲能項目經濟性不佳，制定符合現階段儲能發展的政策及市場機制對推動儲能快速發展以及商業模式的塑造至關重要。通過總結國際經驗，提出以下建議。

（1）加大財稅補貼力度。

德國對儲能免除所得稅和增值稅，美國ITC補貼延期且抵免比例重新提升至30%，滿足一些特殊條件的儲能項目還可以獲得額外的稅收抵免。在目前儲能成本較高，回收成本困難的情況下，高額的財稅補貼有利于加快儲能的發展。中國僅有少部分省市出臺了補貼政策，未普及到全國，且補貼力度有限，對于儲能回收成本的支持力度不夠，應加大全國性的儲能財稅補貼力度。

（2）減少強配儲能，

提高儲能合理化配置。不同地區電力市場情況不同，儲能需求也不盡相同，國外通常通過市場引導儲能發展，更有利于儲能合理化配置，減少儲能資源浪費。國內目前大部分省份以強制配儲能為主，盡管配置方式由新能源場站內配建逐步轉向鼓勵和支持建設獨立儲能電站、新能源項目租賃容量的方式，仍然具有一定局限性，需加快市場化引導或統一規劃管理，減少不必要的資源浪費。

（3）加快儲能參與電力現貨市場進度。

電力現貨市場可以反映實際電力供需情況，更好地削峰填谷，也更能體現儲能的能量價值，已經成為英國、美國、澳大利亞等國家表前儲能項目的主要收益來源之一。中國電力現貨市場尚處于早期階段，目前僅有山東、山西等少數省份推進儲能參與現貨市場，且峰谷電價差較小，應加快電力現貨市場建設，完善儲能參與電力現貨市場規則，通過市場化的手段提升儲能收益。

（4）增加儲能可參與的電力市場服務種類。

英國目前已運行或正在制定的儲能可以參與的電力市場服務品種超過20種，且還在根據電力系統的變化不斷探索新的服務品種；美國表前儲能可以參與調頻、價格套利、爬坡或旋轉備用、減少風能和太陽能棄電、電壓或無功支持、系統調峰等多種電力市場服務品種。國內，目前大部分省份的儲能項目可參與的電力市場服務品種較少，主要為以后將不復存在的調峰市場。增加儲能可參與的電力市場服務種類，可以更大化地體現儲能可以提供多種服務的靈活性和優異性，同時提高儲能收益。