一、中美大型储能发展成果
（一）中国大型储能发展预期加强
中国储能的发展走了一条艰难突破的道路，在商业模式不健全的情况下，近年储能的放量得益于各地要求新能源按比例配置储能的要求，但强制配置储带来运行效率低、质量参差不齐和新能源成本显著增加等问题。2022年开始，各地政府明显加强了市场化导向，努力通过市场交易等机制疏导储能成本，而满足交易门槛的大型储能项目成为主力，其中共享储能成为各界关注的焦点。
尽管参与市场的各项盈利尚不足以支撑储能的高昂成本，但储能的商业模型已初步搭建，行业正在静候储能成本、峰谷价差、容量补偿等关键参数的优化，屏息期待着量变产生质变的一刻，见证大型储能爆发式增长。
在此之前，中国储能行业以其独有的韧性开始了提前布局。据不完全统计，2021年底以来，全国共有山东、浙江、河北、河南等省市发布了储能示范项目招标结果，总规模超过40GWh。尽管发布信息的项目建设情况仍不确定，但市场对于储能的快速发展预期再次加强。同时，各地政府也将储能发展作为促进新型电力系统建设和产业振兴的重要支撑，根据中电联统计的25省级政府制定的“十四五”储能装机目标，总规模已超60GW。
（二）美国大储异军突起
与欧洲户用储能为主不同，美国走的是表前（大型）储能的道路。得益于美国部分州的新能源快速发展以及政策的大力支持，近两年美国大型储能异军突起。
2021年，美国新增储能装机量首次突破10GWh，而表前储能占比超过80%。受益于加州对储能的补贴以及容量购买政策，加州储能装机增长最明显，2021年并网储能占比达到60%。
2022年8月，美国通过通胀削减法案（IRA），扩展了对储能的ITC（投资税收抵免）支持范围、力度和时间。IRA将独立储能纳入补贴范围，满足一定条件的储能项目的抵免力度可达到投资额的30%，储能市场得到极大激活。据伍德麦肯兹数据，2022年上半年美国表前储能新增装机达5GWh，业内预测全年有可能达到13GWh-15GWh，而2023年装机将翻番。
美国大型储能呈现出配置时长持续增长的趋势。根据相关研究报告显示，美国开发和在建项目平均时长已超过3小时。向长周期储能发展，是大型储能服务于电网调节运行的必然趋势，将极大增加对储能总容量的需求。
二、详解中美储能盈利模式
（一）中国储能多项收益齐头并进
近年来，我国能源主管部门出台了多项储能政策文件，除电网侧替代性储能外，基本思路是依靠市场化手段，促进储能获利能力的改善。整体来看，储能的盈利方式包括以下几类：
1.参与辅助服务获利
根据辅助服务的市场化程度，又可以分为市场化辅助服务和 “两个细则”确定的固定补偿，各地辅助服务的标准又呈现出较大的差异性。市场化方面，比较典型的有南网区域的调频和备用辅助服务市场、广东需求响应补偿市场。由于辅助服务市场的复杂性，当前辅助服务市场是电网公司代理需求方的单边市场，且全国辅助服务市场化程度仍较低。
固定补偿方面，各区域通过“两个细则”对调频、调峰、备用等辅助服务提出固定额度的补偿，相当于人为对调节资源进行定价，而各地固定补偿标准对储能的支持力度不一。而根据笔者的研究，不管是市场化还是固定补偿，全国大部分地区的辅助服务收益对支持储能获利仍有较大的差距。
2.参与电能量市场获利
利用电能量市场的峰谷价差进行套利，随着现货市场的推进，理论上储能的应用场合更加广泛，其盈利方式也更加灵活。但随着价格的波动将促进更多的灵活性资源进入市场调节，现货市场价格高低与出现时段也更加具有不确定性，通过现货市场获利面临较大的风险，单纯以现货市场支撑储能大规模发展，在我国当前现货市场价格水平下仍较难。
3.容量租赁收益
由第三方投资建设的大型独立储能电站（独立储能），通过将全部或者部分容量租赁给新能源电站等需求方，从而获得租赁收益的方式。容量租赁是按能力付费的方式，提供了一种储能电站获得稳定收益的渠道，类似抽水蓄能的容量电价，与新型储能的资产属性进行了很好的匹配。但现阶段，各地缺乏容量租赁的定价标准。此前，河南出台了政府层面的指导建议价格200元/kWh·年，广西为160元-230元/kWh·年，但如果按照成本+收益的定价方法，大型储能电站容量租赁按照300-350元/kWh·年才符合当前储能建设成本。
容量租赁延伸到电网侧，就是电网侧储能的容量电价。尽管当前各地尚未出台针对电网侧替代性储能的容量电价细则，但服务于电网的南网调峰调频公司的储能电站已采用类似方式。根据批露信息，南网调峰调频的电网侧独立储能主体与电网公司签署电能转换及调峰服务协议，为电网提供快速备用、区域控制、日常存储和孤岛运行等辅助服务，并收取容量电费。南网调峰调频公司在运的30MW/62MWh储能项目年收益约为2185万元，按容量计算的容量租赁费用约为350元/kWh年。
4.作为收益补充的容量补偿收益
容量补偿是对机组有效并网容量的补偿，以激励机组保电力供应的贡献。以山东为例，在用户侧电费中包含一部分容量电费（基准为99.1元/兆瓦时，不同时段系数不一样），而容量电费形成的资金池对电网中的机组按照有效容量（考虑时长）进行补偿，通过容量补偿使发电小时数低但一直运行的机组获得合理的成本补偿，能提升电网的备用安全水平。在山东，储能也能获得容量补偿，部分体现了储能的备用和保供价值。
储能可以参与以上多种调节，可按照其发挥的作用获得收益。但容量租赁是否可以与其他收益叠加尚存争论，笔者认为如果加装储能仅作为新能源并网的“路条”，可以进行收益叠加，但这明显违背了政策制定者对于让储能发挥调节作用的初衷。所以收益叠加的模式很有可能改变，部分省份出台的文件中已渐露端倪。未来容量租赁的模式很有可能变成投资人获得容量租赁收入，而承租人获得所租容量的使用权和参与市场的收益权。尽管已具备以上的获利方式，但不可否认的是我国储能的商业模式仍不是很明确，收益水平较低仍是阻碍储能发展的重要障碍。
（二）美国：市场+政策双向发力
美国储能发展需求来自于加州、德州等州大比例新能源带来的电网运行压力，借助较为完善的电力市场环境，2018年美国储能就已具备参与电能量、辅助服务和容量市场的条件。目前美国大型储能的收益主要来自电能量市场套利、辅助服务收入和容量电价。
1.电能量市场套利。随着风光发电占比的提升，特别是光伏带来的“鸭形曲线”效应，现货市场的电价差拉大，储能的峰谷套利机会更大。但实践表明电能量市场套利收入占比有限，以加州为例，根据CAISO的模拟仿真结果，2021年加州PG&E服务区日前现货市场平均最大价差仅为0.06美元/kWh左右，年峰谷套利收入在总收益中占比较小。
2.辅助服务收入。随着新能源发展以及常规调节电源退出，储能参与调频等高价值辅助服务的机会增多。但调频服务的规模有限，不足以支撑很大规模储能的发展。仍以加州为例，2021年加州辅助服务市场规模为1.6亿美元，但多年来整体市场规模维持稳定。自2021年以来，调频价格由于参与辅助服务的储能项目增多而逐步下降。
3.容量收益。容量短缺是加州等新能源占比高的地区电力发展面临的重要挑战，电力公司采用长周期容量购买方式能够增加电网的容量充裕度，也为储能提供了稳定的收入。据BNEF资讯，南加州爱迪生电力公司（SCE）将斥资12亿美元投资电池储能，同时为这些电池储能提供20年的长期资源充裕性合约，合约价格达到9.23美元/kW·月（折算为110.76美元/kW·年），该部分容量收益占储能收入的一半以上。?
除市场收益外，政策支持对于美国储能发展也非常重要。美国IRA政策的实施，满足条件的大型储能得到30%的投资税收抵免（ITC），能提高IRR收益约4个百分点（按10年回收期计算），ITC成为决定储能盈亏平衡的关键因素。同时，加州加大了SGIP补贴对储能的支持力度，计划未来十年新增15GW的表前储能，以应对越来越突出的“鸭形曲线”问题，极大刺激了加州储能的发展，也是加州储能容量在美国占比过半的重要原因。
三、现实困难与建议
随着储能盈利模型越来越清晰，行业分析人员都期待2023年迎来储能的翻番行情。但要实现储能盈利模型关键指标的优化，使储能获得正收益，点燃行业的爆炸点，仍存在一定的现实问题。
（一）现实问题
根据上述分析，中美储能在发展方向、盈利模式以及发展进程上，具有较多的相似性。总体上储能在中美都面临不同程度的盈利问题，分解来看是储能成本是否完全与市场相匹配，是否需求政策加持以及扶持程度等问题：
1.成本方面。现阶段储能成本过高是制约盈利模式推广的核心原因，仅依靠储能的市场属性，其过高的成本在当前的电力市场环境中无法进行回收。我国仅广东等省份，有条件给予储能调峰超过其度电成本的收益；而美国也仅在加州等少数光伏占比高的地区以较高价的直接容量采购方式促进储能的发展。上述地区储能的发展都存在政策倾向性，但全面推广可能带来终端电费的上涨。单从调峰、调频、电量转移等功能来看，储能面临火电深调、可控负荷、电动汽车等更廉价的调节资源的替代，新型储能完全依靠市场调节进行快速准入，仍依赖于新型储能成本的较大程度下降和技术水平的持续提升。
2.我国电力市场与现有机制的矛盾。从完全市场化的角度，储能的大规模发展以及调节收益的提升，来自于电力系统对调节性资源需求的持续上升。也就是说，电力供需、安全调节的不平衡程度越高，储能才有更大的发展机会。但在中国，电网公司对系统安全的总托底，保障了中国电力的平稳供应。以市场化手段促进各类调节性电源的发展，以价格为指挥棒促进新型储能的准入，势必要求电网保障托底的逐步退出，但这可能是一把动摇电网安全基础的双刃剑，也面临很多操作上、权责分割上的困难。
3.政策的扶持。美国采用了市场与政策双轮驱动的方式，政策很好的弥补了储能真实成本与市场收益的差距，从而暴发出了猛烈的势头。政策扶持曾是中国新能源产业发展的钥匙，但现在：电力市场环境更好的美国，在不断加强储能、光伏等新能源产业的政策扶持力度，以实现新能源产业的超车；而中国似乎吸取了可再生能源补贴包袱的前车之鉴，对于储能的实质政策支持有限，而寄希望于“万能的市场”，这不能不说是一件值得深思的事情。
（二）建议
仅就本篇分析内容，提出几点相关建议如下：
1.政策支持仍很重要。市场机制是储能长远发展的基础，但在行业距市场化还有一步之遥的时候，政策助力踢出临门一脚也非常关键。尽管大规模财政补贴已不现实，但参照美国出台投资税收抵免政策，既能极大提振储能的投资热情，促进产业的发展壮大，也不会增加国家财政压力。
2.提高容量收益比例。相对于具有较大风险的辅助服务和现货市场交易，容量收益对于储能能提供更加稳定的收益，更符合储能的资产特性，对于增长储能投资信心作用明显。建议在政府规划和监管的前提下，加大电网公司的容量采购力度，可以有效促进大型储能发展，规范储能电建设和运行标准，以及提升电力系统的调节能力和保障能力。
3.充分考虑不同地区的差异。与美国类似，中国新能源发展程度具有明显的地区差异，青海、甘肃、冀北等省级电网新能源占比早已超过50%，在作为整体平衡单元的各个区域电网中，西北、东北、华北的新能源占比也显著高于其他区域，面临的调节压力更加明显。考虑不同区域装机禀赋与产业差异，在电力市场建设和政策制定过程中，如何构建新型储能广泛参与的现货市场和辅助服务市场，应做到因地制宜、各有侧重。
