2020年下半年开始全球不同地区，纷纷发布了关于储能或储能技术发展路线图。

典型的有美国能源部发布的《储能大挑战》、欧洲电池联盟发布的《2030电池创新路线图》以及欧盟发布的《气候中性的欧洲氢能战略》，另外欧盟通过巨额资金支持本地电池储能技术发展等。本文对美国、英国储能发展路线进行分析，简要分析欧美储能政策布局对我国储能产业的挑战与启示，以期为未来国内制定储能发展规划提供参考。

美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长

概况：装机指数级增长显现。

根据 Wood Mackenzie 统计，2020 年美国部署 了 1.46GW/3.12GWh 的储能系统， 其 中 电 化 学 储 能 新 增1.1GW/2.6GWh， 2020 年末，美国电化学储能装机达 3.5Gwh，我们预计2021 年末装机容量将达 12Gwh，2022 年累计容量有望继续翻倍。表前市场：2020 年迎来爆发增长。储能在美国表前市场主要应用于调峰、调频、辅助服务等，与中国“电源侧+电网侧”的效用相当。根据 WoodMackenzie 数据，2020 年美国表前市场装机容量增速达 464%，表前存量装机达 25Gwh 以上。表后市场：表后市场主要场景包括户用储能和工商业储能。

驱动因素：美国储能表前市场高速发展的核心驱动来自成本下降。成本下降以外的推动因素包括 1）主体地位明确：政策赋予储能明确市场地位，辅助服务市场发展快速；2）补贴促进新建：补贴推动储能发展，补贴收益在项目初期占比可达 50%，伴随税费减免等非直接补贴，拉动效应显著；3）市场机制成熟：成熟的现货市场为合理化的费用传导机制奠基，推动行业长期稳定发展。成本驱动：电池成本逐渐下降，申报项目装机开始在 2021 年放量。美国开发商从项目开发到并网的周期一般在 2 年或更久，根据 EIA 数据，2019年来，电化学储能成本为 590$/kwh，较 2015 年下降了 72%。2019 年，业内对电池成本继续下降有乐观预期，申报项目众多，项目并网期在 2021年，导致美国装机量在 2021 年开始骤增。从地域看，主要的装机增量在加州和德州。

明确储能定位：美国 841 法令明确储能可以参与 RTO（区域输电组织）与ISO（区域性独立系统运营商）运营的所有电力市场，841 法令两大核心变革：1、赋予储能和其他主体一样的市场地位：允许储能参与能量、容量、辅助服务等全体系市场，并允许储能在市场上申报投标购电或售电，且其充放电能按照节点电价结算。2、降低准入门槛：将储能的准入门槛从1MW 降低至 100KW，增加市场主体数量，实现更大范围内更优的资源配臵；明确储能的荷电约束状态，保证储能不同时充放电，并考虑储能的能量优先性核定其容量价值。

精细化补贴促进项目新建：根据 EIA 数据，全美 80%以上储能装机容量位于加州，加州 2001 年开始启动自发电激励计划（SGIP），主要鼓励用户侧分布式发电。SGIP 经历五轮补贴发放标准，最新法案将 SGIP 计划延长至2026 年。SGIP 计划的先进性在于几个方面：1）分阶段补贴，避免“后补贴”影响积极性；2）不限制补贴的技术类型，仅规定技术指标要求，确保技术成熟且项目稳定；3）非一次性支付，建设完成给与 50%补贴，其余补贴按每年运行效果进行支付；4）补贴设上限，避免以巨额补贴为目的建设储能项目。

ITC 激励延长，股权投资加速。2021 年，联邦发布基建计划，至 2035 年实现无碳电力。且 ITC 政策（储能投资税、生产税抵免）延长十年至 2031年底。美国储能领域的股权投资加速，2020 年来发生多笔 1 亿美元以上的股权投资，资本加速推动能源转型。

两大市场：德州以独立电站为主，加州规模将是最大。德州：是美国存量储能装机最大的州。目前德州大部分的储能是独立储能电站形式，选址大部分选在废弃天然气电厂，可使用存在的接入点并网。德州没有容量电力市场，其电力需求和供给比例是 1:1，没有备份。根据德州电力可靠性委员会数据，风电已占德州发电量的 23%。德州电力系统不稳定性、价格波动较高，其储能市场属于快速储能市场，即储能电池用量的倍率较高。安装储能系统后，电网趋近于稳定，使储能的系统收益会有所下降。德州目前主要的储能项目较小，单个项目一般在 100Mwh 及以下。从商业模式看，德州储能收益主要来自电价交易套利，其收益率较高，但波动性同样较大。

加州：将是美国最大的储能市场。加州鼓励“光伏+储能”的模式，可以解决加州电力紧张，并鼓励 4-8 小时的长时储能项目。从商业模式看，加州的储能主要是与电网交易的模式，可以与电网签署两种合同，即 PPA（固定储能上网电价）和租赁合同（电网租用储能）。大投资商乐于投资于规模大，收益稳定的储能项目。加州的光伏在快速增长，会拉动储能的装机容量，因此，我们认为未来美国主要的储能增长来自于光伏配储。

英国：制度催化效果显著，户用市场快速增长

英国储能市场以独立储能为主，且户用储能居多，快速发展原因是英国电价上涨幅度较快。2015 年之前，英国在政策环境、监管环境均处于严管状态；2016 年 11 月，英国国家能源监管机构 Ofgem、商业能源与产业战略部 BEIS 联合发布战略报告，提出消除储能和需求响应的发展障碍、通过价格信号提高电力系统灵活性、催化电力市场商业模式创新等目标。

我们认为，英国储能发展的借鉴意义在于；1）明确储能资产类别，减少准入障碍；2）电力现货市场领先，保障了储能的套利交易；3）多类型的辅助服务品种，顺利衔接可再生能源比例的增加；4）允许储能参与各细分市场并叠加效益，灵活交易保证收益水平。

英国政策改革：

1）取消 50MW 规模限制，大型储能项目逐渐开展。旧制度中，50MW 以上的发电项目需要申请牌照，使得大部分储能项目规模设定为 49MW，限制了对储能的投资意愿。因获取牌照后，项目必须加入国家重大基础设施项目（NSIP）范畴，体系不一定完全适用于储能项目，但合规及运营成本增加显著。2020年，英国取消单个储能项目的功率上限，在规模限制取消后，可再生能源开发商成为规划和部署更大规模储能项目的主力军；负荷聚合商通过聚合分布式储能资源参与辅助服务、平衡机制等市场，也开始逐渐崭露头角。大型项目如Inter Gen 公司在泰晤士河口的 320MW/640MWh 锂离子储能系统、Pivot Power 公司与瓦锡兰集团联合部署的 100MW 电池储能系统陆续开始规划。2）电力法提高储能定位。2017 年，英国修订电力法，明确储能的许可证和规划制度，将储能的定义从单纯的发电资产丰富至电力系统的组成部分。

3）取消双重收费。改革前，储能会被征收双重费用，即“系统使用费”和“平衡服务系统使用费”。2020 年，双重收费制度修改，储能设施只支付发电端的费用。

4）与可再生能源共享站址。2017 年后，英国国网明确了储能可以安装及不能安装的位臵，并确保只有可再生能源才能得到补贴奖励，减少了可再生能源与储能共享站址项目的开发障碍。

5）优化调频辅助服务市场规则。2015 年，英国国开始采用增强型调频服务（EFR），即 1 秒内实现 100%频率偏差的有功功率输出，目前 200MW 的 EFR 需求均为储能提供。2019 年英国经历了大停电事故，已经推出了动态遏制调频（DC），预计未来市场规模将超过 1GW。

收益来源：英国电力市场自由化程度高，来源广泛。储能收益来源广泛，超过 10 种。调频服务价值最高，对系统要求也最高，但市场总需求量较小；能量套利市场受竞争影响小，随着未来风电比例提升，电价差增加会利好价格套利。

对我国储能产业发展的挑战与启示

欧美各国在积极支持储能技术研发转化，保护和满足国内生产制造需求，将形成本土制造、本土应用的市场环境。其中欧洲地区主要聚焦于电池储能技术本土化及规模化发展，与欧洲聚焦不同，美国政府发布的储能支持政策覆盖面更广，支持包括电化学储能、机械储能、储热、电力电子等不同储能技术，包括了顶层设计和可观的资金支持，更为注重储能技术前瞻性布局和保持储能技术全球化领导地位。无论欧洲还是美国，都具有较为成熟开放的电力市场，欧美各国在积极支持储能技术研发转化的同时对电力市场进行不断改革和完善，为储能技术装备研发制造及项目开拓提供了广阔的应用场景和可观的收益，整体来看欧美储能政策支持走向都是保护和满足国内生产制造需求，将形成本土制造、本土应用的市场环境，从而对中国企业进军欧美市场造成一定程度的阻碍。

根据我国科技部发布的最新的“十四五”国家重点研发计划“储能与智能电网技术”等18个重点专项年度项目申报指南“征求意见。征求意见针对储能技术主要围绕中长时间尺度储能技术、短时高频储能技术两大类储能技术展开。与美国和欧盟相比，国内目前储能技术重点研发计划主要围绕锂离子电池储能技术基础研发和应用研究展开，特别是与美国相比，目前我国储能产业政策在顶层设计和规划方面还存在缺失，政策系统性和针对性仍需要加强。在“3060”碳排放目标的提出后，以风、光为代表的可再生能源爆发式增长的态势已经不可逆，储能作为发展低碳或零碳电力系统的重要支撑，在未来能源体系中扮演重要角色，除了通过国家重点研发计划突破现有技术瓶颈，攻克现有难题外，国家层面应进一步提升储能战略地位，通过制定储能技术发展路线图，支持非锂及其它前沿储能技术发展，明确储能产业发展目标、突破方向和重点任务，科学合理规划储能产业发展目标和布局，促进产学研用结合和市场化应用。

文章来源： 嘿嘿能源heypower， 中关村储能产业技术联盟