中美大型储能发展现状如何？

储能使新能源成为电网友好的优质电源。

1、 国内大储：独立储能成为主流，带动系统集成盈 利改善

近年来，随着我国电力结构中风光发电比例 逐年提升，传统电力系统中的灵活可调资源（调峰电站、抽水蓄能等）不足以支持电网稳 定可靠运行，消纳可再生能源、提升电力系统灵活性的需求日益迫切。储能具有平抑新能 源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓 解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值。

大型储能需求爆发，电源侧强配是当前主流方向，但重并网轻运行问题严重。 电源侧新能源配储能规划规模巨大。据中电联《新能源配储能运行情况调研报告》， 截至 2021 年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为 49.7%、27.4%和 22.9%，电 源侧储能接近装机一半。全国已有近 30 个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配 储文件，普遍要求新能源配储比例 10-20%，备电时长 2-4h，各省规划的新型储能发展目标 合计超过 6000 万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提 出的 2025 年达到 3000 万千瓦目标 2 倍。 新能源配储利用率低。强配方式催生储能需求大幅增长，但新能源侧储能调用频次、 等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。从等效利用系数看，中 电联调研发现：电化学储能项目平均等效利用系数为 12.2%，新能源配储仅为 6.1%，火电 厂配储能为 15.3%，电网储能为 14.8%，用户储能为 28.3%。重并网而轻运行的发展与储能 服务电力系统初衷相背离，带来了新能源侧储能设备质量参差、实际运行效果不佳、有效 利用率低等问题。

各省已涌现出一批独立共享储能项目，有望逐步取代新能源配储成为主流。 独立共享储能是指由第三方投资建设的大型独立储能电站，其全部或部分容量出租给 新能源电站以获取租金收益。《“十四五”新型储能发展实施方案》提出：探索推广共享 储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用” 的共享作用。 国内储能示范项目大多以独立储能电站形式开发建设。目前，山东、广西、浙江、四 川成都等省市的独立储能示范项目已经出炉，9 省/自治区发布了共计 10 批次 204 个储能示 范项目，总规模达 19.1GW/48.4GWh，其中，山东、湖北、湖南的示范项目均有大规模的实 质性进展。 近期储能招标项目以独立储能为主流。据储能与电力市场统计，2022 年 1-10 月，已启 动的独立储能项目共计 231 个，规模合计 34GW/70Gwh，已进入 EPC 和设备招标、项目建设 和投运等实质性阶段的项目总计 110 个，总规模 10.9GW/21.7GWh，占比接近 1/3。山东、 宁夏、湖北、湖南等四地进入实质性阶段的储能项目全国领先，均在 2GWh 以上，以上地区 的政策相对比较明确，对储能项目鼓励力度较大，示范项目对今年底或者明年 6 月底并网 投运有要求，一定程度上加速储能项目建设，预计 2022 年国内新型储能项目新增装机量将 达 12-15GWh 以上（测算结果来自电车组 2022 年 8 月 30 日报告《储能行业深度报告：双碳 驱动能源革命，储能迎历史性发展契机》），其中大部分为大型独立储能项目。

目前，新能源配储仍是新能源场站的纯成本项，无从谈及收益率；个别省份的独立储 能示范项目（如山东）已能实现成本和收益基本打平。 1）成本端：当前，新能源发电企业承担储能成本，重点关注储能成本和经济性。根据 “谁受益谁买单”原则，相关部门在探讨发电侧、电网侧及用户侧分担储能成本机制，但 具体方案仍未敲定，目前成本仍由新能源发电企业承担。新能源配储成本由发电企业直接 承担，一座光伏电站配建装机量 20%、时长 2 小时的储能项目，其初始投资将增加 8%-10%； 电网侧独立储能由新能源发电企业通过容量租赁形式间接完全承担储能配套成本。目前， 多地将配储作为新能源并网或核准的前置条件，储能成为新能源发电企业刚需，其成本和 经济性自然更成为新能源发电企业关注重点。 2）收益端：电力现货试点省份的价差套利给储能电站提供了一条盈利路径，因此，以 山东为代表的试点省份的独立储能示范项目得益于被充分使用，已实现收入和成本的基本 打平，经济性明显好于新能源强配项目。现行最优的独立储能收益模式为山东的“现货市 场峰谷价差套利 + 辅助服务收益 + 容量补偿收益 + 容量租赁收益”模式。据山东电力工 程咨询院数据，山东 100MW/200MWh 独立储能电站每年有望获得现货套利收益约 2000 万元， 共享租赁收益约 3000 万元，以及容量电价收益约 600 万元。在总投资约 4.5 亿元，融资成 本 4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率 8%以上。

当前在个别省份堪堪实现营收平衡已是储能电站的盈利底部，现阶段，一方面各省在 探索储能市场化多重收益机制，储能商业在模式逐步理顺中；一方面，储能各分部收益也 有望改善，未来储能电站盈利上行趋势明确。 多省出台制度探索储能多重收益机制，储能可作为独立主体更广泛参与市场。青海规 定 10MW/2h 以上储能电站可以独立身份参与电能量交易和辅助服务交易，储能电站可同时 参与调频、调峰，或同时参与调频、现货电能量市场，为储能电站多重收益创造条件，试 点经验已向宁夏、陕西和区域跨省调峰辅助服务市场陆续推广；重庆明确储能可作为市场 主体参与电力中长期市场；云南明确新型储能可提供黑启动辅助服务，并规定首先出清储 能。

11 月，能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，利好储能各分部收益 提升： 1）现货市场套利：现货市场抬升电价中枢+拉大峰谷价差，储能套利空间有望放大。 从电力现货试点区域情况来看：1）电价中枢抬升：截至 10 月底，山东电力现货市场平均 交易电价 0.4737 元/kWh，较燃煤发电基准电价上浮 19.96%；南方（以广东起步）电力现货 市场日前现货均价约 0.59 元//kWh，较燃煤基准价上浮 28%。2）峰谷价差拉大：以山东试 点为例，Q1 山东电力现货交易最低电价-0.08 元/kWh，最高电价 0.5 元/kWh，峰谷价差 0.42 元/kWh，即储能“低买高卖”度电收益为 0.42 元（如按上网标杆电价卖电，平均卖价 0.39 元/kWh，盈利空间很小）。 2）辅助服务收益：加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。征求意见稿指出，要做好调 频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，加强现货市场与调峰辅助服务市场融合，推 动与辅助服务联合出清，加快辅助服务费用向用户侧合理疏导。 3）容量补偿收益：探索建立市场化容量补偿机制。征求意见稿指出，各地要结合实际 需要探索建立市场化容量补偿机制，用于激励各类电源投资建设、保障系统发电容量充裕 度、调节能力和运行安全。

上下游压缩储能集成利润空间，但独立储能项目报价好于新能源配储。储能系统集成 本身毛利率不高，今年以来，集成商一面应对自去年延续至今的上游锂电池涨价，利润空 间被侵蚀，一面应对下游新能源企业降本需求，两头受压，竞争激烈，处境被动。据储能 与电力市场统计，10 月产生 40 个储能项目中标结果，总容量 3.8GW/14.65GWh，11 月产生 22 个储能项目中标结果，总容量 1.241GW/5.364GWh，各开发商已进入年底抢装并网阶段。 11 月储能 EPC 中标加权平均报价为 1.976 元/Wh，其中，独立式储能项目 EPC/PC 的加权平 均报价最高，为 2.044 元/Wh；用户侧储能项目的 EPC/PC 加权平均报价次之，为 1.88 元 /Wh；新能源配储项目 EPC/PC 加权平均报价最低，为 1.485 元/Wh。

展望明年，4 大因素将助力储能集成环节量利齐升：

1）独立共享储能成为主流，行业门槛提高带来盈利能力上行：独立共享储能电站 “统一调度、共享使用”模式要求电站深度参与电力市场并从中获益，业主自然将对系统 的充放电效率、使用寿命、电池安全性等提出较高要求，一定程度上提升了行业门槛，有 望提升良币竞争力，进而带来集成环节盈利能力上行，现有的储能并网容量与运行效果分 离的局面将逐渐扭转。

2）配储标准提高、“刚需”性质强化：（1）标准提高：新能源配储质量参差、有效 利用率低的问题已逐步引起重视。5 月，发改委、能源局发布《关于进一步推进新能源储能 参与电力市场和调度运行的通知》，对新能源储能调度运行提出更高要求，提出各地要抓 紧修订完善适应储能参与的并网运行和辅助服务管理实施细则，促进储能在调峰填谷、优 化电能质量等方面发挥积极作用；11 月，能源局发布《2022 年第 5 号公告》，批准了 5 项 储能标准；山西已提出容量衰减明确整改要求，要求因电池寿命衰减、意外事故等造成性 能参数发生较大变化的，电站需及时上报电力调度机构，3 个月内完成整改。（2）需求强 化：多地再出政策，将配储作为可再生能源并网或核准前置条件。贵州已要求对新建未配 储能的新能源项目暂不考虑并网；宁夏要求储能设施应与光伏项目同步规划、同步建设、 同步投运；11 月，上海公布了 4 个海上风电项目，要求配储 10%-20%，目前除上海外并未 对海风配储提出明确要求，政策层面多为鼓励，若新能源配储要求扩展至海风，将成为储 能的又一个增量市场。

3）储能最大程度分享上游硅料利润转移：近两年，受下游需求带动和产能受限影响， 以硅料为代表的光伏上游原材料价格持续走高，随着 Q4 到明年硅料扩产释放，预计硅料价 格将在明年出现下跌，硅片厂家也已率先在今年 11 月出现价格松动。随着明年光伏产业价 值链利润趋势翻转，预期组件价格下跌将带来地面电站开工率复苏，对储能消纳的需求也 将愈强，届时储能将是最大程度分享硅料利润转移的细分方向。

4）后续政策增厚储能经济效益：随着风电、光伏发电量占比未来长期持续提升，以及 《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》出台，各省有望陆续发布政策，探索储能多重 收益机制，厘清商业模式，增厚经济效益，比如，山东已发布了 2023 年容量补偿分时峰谷 系数，确定容量电价建立峰谷价差机制，最大价差达 0.19 元/kWh，可提高容量补偿收益。

2、 美国大储：多项支持政策出台，存量+新增需求有 望释放

今年表前储能装机受新能源装机阶段性限制。2022 年 3 月，美国商务部重启对中国光 伏企业“双反”调查，因此由于供应链限制、贸易壁垒和物流挑战，美国上半年光伏装机 量明显低于预期。据美国清洁能源协会(ACP)数据，尽管今年上半年美国储能装机有所增长， 2022H1 装机约 5GWh 储能系统，与去年同期相比增长了三分之一，但由于风电和光伏装机容量下滑 50%～70%，大约 20%的计划中的光伏装机被推迟，因此储能装机需求同步受到压制。

利好政策出台，推动储能经济性继续提高，带动储能装机需求提升。

1）2022 年 9 月，《通胀削减法案》正式立法，独立储能投资成本有望大幅降低。（1） 储能与太阳能脱钩，独立储能系统有资格获得 30%的清洁能源投资税收抵免(ITC)。此前， 只有将电池和太阳能配对的项目才有资格获得 ITC，根据《降低通胀法案》，独立储能和太 阳能+储能项目的 ITC 在十年固定期限内将增加到 30%（2023 年 1 月起，如果满足劳动力要 求，1MW 以上的项目的 ITC 可以从基础抵免比例 6%增长到 30%）；（2）允许免税实体以直 接付款的形式获得投资税收抵免（直接支付选项）。此前，为使非营利性项目在财务上可 行，大多数免税组织必须与可利用税收优惠的开发商或银行合作，签署电力购买协议(PPA)， 在一段时间内（通常为 25 年）向银行或开发商支付一定数额的费用。现在，公立学校、城 市和非营利组织等免税组织可以通过直接支付获得 30%的 ITC。

IRA 新政刺激“新增+存量”表前大储装机，尤其拉动独立储能需求。近年来，高额光 伏组件和电池成本一定程度上抑制了美国大储需求。展望明年，ITC 的增幅和延长一方面将刺激新增项目增长；另一方面，一批存量储备项目由于补贴增厚、初始成本下降，全生命 周期度电成本（LCOS）下降，项目有望达到其预期盈利目标，成本压制下停滞的建设也将 随之提速（存量项目指：原先已拿到许可且已签 PPA 电价但未开工建设的项目、已拿到许 可但未签 PPA 电价的项目、已拿到地且正在排队申请许可和 PPA 电价的项目）。我们测算， 随着独立储能项目的 ITC 抵免比例从 0 增长至 30%，项目 LCOS 将从 147.2$/MWh 大幅降至 119.5$/MWh，项目盈利能力有望得到极大改善。

2）停征东南亚进口太阳能组件“双反”关税，光伏装机复苏将对储能增长形成有力支 撑。2022 年 9 月 16 日，美国商务部宣布了对使用中国制造的零部件在柬埔寨、马来西 亚、泰国或越南组装的太阳能电池和组件给予 24 个月（即 2024 年 6 月 6 日或紧急情况 终止前）反倾销和反补贴税豁免的最终规则。同时，将关税豁免限制在规则终止之日起180 天内在美国“使用或安装”的面板和电池（反囤积条件）。

3）此前已有加州自发电激励计划(SGIP)用于鼓励分布式能源发展。2001 年 CPUC（加 州公用事业委员会）启动自发电激励计划（SGIP）。2017 年 12 月发布的第六版 SGIP 手册 将激励资金的 80%提供给储能。2018 年 8 月，加州议会通过 SB700 法案，将 SGIP 计划延长 至 2026 年。2020 年 1 月，CPUC 为 SGIP 再注资 6.75 亿美元,意味 SGIP 能提供超过 10 亿美 金的激励返款。

美国表前储能有望持续突破装机记录。在东南亚光伏关税取消两年、2023 年 IRA 新政 生效、加州 SGIP 自发电激励计划的政策背景下，明年美国储能市场有望持续突破装机记录， WoodMackenzie 预 测 ， 2022/2023/2024 年 美 国 市 场 储 能 新 增 装 机 将 分 别 达 到 13.5/28.4/45.6GWh。

UL 认证与历史供货经验成为中国企业进入美国大储市场的门槛。 1）UL 认证：PCS、储能电池、储能系统等均有 UL 认证标准，通过 UL 认证是国内储能 厂商登录美国市场的先决条件。以 UL 9540A 认证为例，UL 9540A 测试用以评估电池储能系 统大规模热失控火蔓延情况，是美国储能项目开发商或业主提交相关项目审批流程时所需 的一份关键第三方报告，当地相关监管执法部门（AHJ）会对 UL9540A 报告进行审核，评估 项目火灾风险是否可控，并制定相关消防应急预案，截至目前，少数几家国内厂商如宁德 时代、亿纬锂能、比亚迪等的储能产品通过了 UL 9540A 相关测试审核。 2）历史供货经验：有美国市场上历史供货经验的厂商不仅证明了其产品通过 UL 认证， 同时，厂商的清关能力和美国市场上的渠道能力也得到证明，后续继续顺利出货确定性强。