过去的2022年，储能是个“热词”。2023年，它将继续保持火热的态势。

在大型光伏、风电基地旁边，一个个集装箱外形的大型“充电宝”相继落地，为新能源电力提供“低谷充电、高峰放电”的服务。储能在发挥越来越大作用的同时，储能建设也随之紧锣密鼓地展开。

行业咨询机构Wood Mackenzie预计，到2031年全球储能部署量将达到500GW，美国和中国将成为全球储能的两大市场，占全球需求的75%。

2022年，美国储能在Q1-Q3装机量同比增加100%。尽管2022年光伏新增装机降速，但储能仍保持高速增长。据预测，2031年美国的年市场容量将达到27GW，83%将用于公用事业规模的存储。

在中国，根据CNESA和GGII储能项目库统计，2021年新型储能新增装机量3.4GW，累计装机量5.73GW，同比增长74.7%。2022年H1新型储能新增装机量达12.7GW，是2021年全年新增装机量的3.7倍。

自《“十四五”新型储能发展实施方案》发布以来，截止2022年11月，已有17个省市公布了至2025年的累计储能部署目标，总计约为50GW。

中美储能市场作为未来全球储能标杆市场，对全球储能发展具有引领作用。我们希望通过对比两个储能市场的政策经济性，分析现阶段和未来中美大储市场的政策生态环境和商业逻辑演绎等，深入了解未来中美储能产业变化趋势和产业链投资机会。

01

大储赛道进入投资长景气阶段

基于对中美储能市场政策、产业趋势和行业技术的边际变化研究，研究发现：

1）政策端，国内储能发展规划不断上修， 美国 IRA 法案向储能补贴进一步倾斜，多类政策利好下催化中美储能经济性长期向好；

2） 产业趋势端，目前硅料和碳酸锂成本压力趋缓，23 年上游量价瓶颈打开。我们预计，23 年百 GWh 中美储能储备项目将加速释放，光伏和储能大规模开发期即将到来；

3）行业技术端，储能电池专用化下，大容量储能电芯在行业内的应用不断成熟，有望带动项目投资 成本进一步降低，叠加电池循环寿命增长，储能项目盈利预期将进一步改善。

除此之外， 钠电产业化也即将在 23 年迎来起量。综上所述，在行业政策+产业趋势+产品技术上均具备支持储能大规模发展的边际利好下，中美大储赛道加速渗透的发展合力不断增强，行业 将进入投资长景气阶段。

02

中国：强制配储与共享储能齐发，储能市场化导向逐渐清晰

现阶段，中国储能主要由政策驱动，在政策顶层设计引领下，储能产业逐步走上正轨，主要分为三大方向：强制配储和共享储能，市场机制建设，政府补贴。

“十三五”期间，明确储能产业战略定位，确定“市场化发展”的基本框架。“十四五”进一步确定储能产业阶段性目标，技术方案、应用领域和参与主体“多元化”的发展基调。

1、强制配储和共享储能

在2020年以后，因双碳目标确立和风光装机过高对电网产生了冲击，多个省份出台鼓励和强制发电侧配储政策，储能投资主体由电网侧向电源侧转移。

截至2022年11月，全国已有至少20个省级行政区明确了新增新能源发电项目的配储比例和时长要求，其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长在2小时以上。其中，新疆、内蒙古配置要求相对较高，分别达到25%、4h 和15%、4h。

虽然在2016-2021年期间，顶层政策的指导使中国的储能市场机制初步成型，但储能盈利模式和市场机制相关政策依旧不完善。

例如，储能在电力市场中的身份定位和投资回报机制不够清晰，储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则设计不够完善，都在一定程度上影响了市场主体投资建设的积极性。

自2022年6月国家发改委印发《“十四五”可再生能源发展规划》后，中国储能经济性有所好转。

其主要原因在于《规划》指出“明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制等”，解决了原先充电电量价格机制不明确、独立储能市场化参与等问题。

除此之外，随着各地“共享储能”政策纷纷出台，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，多个项目投资随之加速启动，储能市场化探索开始进入快车道。

图说：2022 年H1 储能政策变化

来源：GGII，申万宏源研究

根据储能与电力市场数据统计，2022年1-10月已启动独立储能项目数量达231个，总规模34GW/70GWh，已进入EPC/设备招标、项目建设和投运等阶段的项目达110个，规模约10.9GW/21.7GWh。

2、市场机制建设

据申万宏源研究报告，基于顶层政策，目前独立储能可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，主要分为两种收益模式：

在电力现货市场未建立地区，青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿+容量租赁为主。

在山东等建立电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利+容量租赁+容量补偿为主。

以100MW/200MWh 的独立储能为例，目前独立储能两种商业模式下，稳定的可预期收益每年可达到4000万元以上。

图说：独立储能收益模式拆分（收益以100MW/200MWh 的储能项目为例）

来源：政府官网，储能与电力市场，申万宏源研究

除独立储能电站以外，用户侧储能的高经济性也开始显现。

现阶段，用户侧储能收益包括用户电费管理收益、峰谷套利收益、调频收益、需求响应收益。峰谷价差套利是用户侧储能收益的主要来源，可占储能收益的50-80%。

申万宏源研究报告显示，以浙江10MW/20MWh 的用户侧储能为例，在日充放电2次，并参与削峰填谷电力辅助服务的情况下，项目IRR可达8.52%。

目前，现货市场基本规则出台，电力现货市场加速推进。未来政策场景下，用户侧储能还能通过参与现货市场获得的电量收益、独立参与辅助服务市场获得补偿收益、参与碳交易市场获得的收益、实时电价环境下的调节储能获取收益和采用共享储能模式获取收益等。

3、政府补贴

目前有3个省份及10个地市明确了通过地方财政对储能项目给予补贴。

青海省对“新能源+储能”“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/(k W·h)运营补贴（经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加0.05元/(k W·h)补贴），补贴期2年。

浙江省对调峰项目（年利用小时数不低于600 h）给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年（按200元/(k W·年)、180元/(k W·年)、170元/(k W·年)退坡）。

03

美国：补贴政策激励，电力批发市场全面竞争

在供电稳定、增加电网可靠性等多方面需求衍生下，美国联邦和各州层面出台多个储能激励、储能市场化政策，形成联邦到各州的储能政策矩阵，共同促进储能发展。

2008年联邦政府开始为储能进入电能批发市场提供制度保障，2013年提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务并明确电储能提供辅助服务的结算机制。2018年联邦能源管理委员会（FERC）发布841号法案，降低储能参与调频辅助服务市场门槛。

总体而言，美国储能发展政策主要分为两类：财税支持和发展规划、市场机制建设

1、财税支持和发展规划

以加州、内华达州、弗罗里达州为首的17州出台了明晰的储能补贴制度，其中加州的自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program，SGIP)政策补贴力度大，持续时间长，成为美国储能装机增长的核心引擎。

2020年，内华达州发布了NV储能激励政策，此政策提出了最高每瓦时0.5美元的非户用储能补贴，扶持力度较大，对非户用储能经济性有较大提升。

图说：美国多类别的储能政策

来源：申万宏源研究

2022年8月，美国通过《通胀削减法案》（IRA）法案，首次将独立储能纳入美国联邦投资税收抵免（ITC）范围。IRA法案出台前，美国光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%，但储能必须搭配光伏才能享受ITC补贴。

随着IRA法案落地，独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低，推动美国储能市场高速增长。

另外，IRA法案将ITC补贴有效期延期到2033年，并将抵免划分为基础抵免+额外抵免。其中基础抵免额度由之前的26%上升至30%，此前为逐年退坡。对于满足一定条件的大储项目，2023年起的税收抵免比例增至30%-70%（基础抵免30%+额外抵免10%- 40%）

据东吴证券测算，在此规定下，户用储能IRR提升显著。以加州光伏配储为例，假设项目规模5kW/10kWh，充放电1次/天，项目享受自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program，SGIP)补贴及ITC补贴，2023年的IRR将从6.24%增加到9.43%。

2、市场机制建设

自2007年起，为促进储能参与电力市场，美国多次完善电力市场交易机制。从FERC890法令到FERC841法令，美国已明确储能可与其他表前市场主体共同参与电力批发市场竞争，允许储能公平参与各类辅助服务市场投标竞争，给储能带来了更广阔的市场空间。

目前，美国储能获取收益来源渠道包括：现货电力市场套利、辅助服务市场和容量电价等，其中，现货电力市场套利将成为主要收益模式。

例如，在一般能源场景下，独立储能电站可以参与峰谷套利；在可再生能源场景中的“光储一体”场景下，配储能帮助光伏实现能源的时间转移，在价高时卖出，以获得更高收入。

根据EIA数据，到2021年，近60%的已安装公用事业规模储能用于峰谷套利，高于2019年的17%。

在储能装机最多的加州，低买高卖策略发挥着主导作用，2021年加州独立系统运营商服务领域新增的电池储能中，有超80%用于峰谷套利。

例如，加州上午峰谷价差从2020年的15美元/MWh上涨至2Q22的50美元/MWh，晚间峰谷价差从2020年的50美元/MWh上涨至2Q22的100美元/MWh。

据申万宏源研究测算，若美国储能初始投资成本为0.40 美元/Wh，则单个100MW/400MWh 的储能项目初始投资成本为1.6 亿美元，考虑容量电价+现货市场价差+辅助服务三种收益，项目年收益为2300万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为7-8 年，经济性已经较为突出。

还有一项值得关注的收益是，美国新能源项目配储比与PPA溢价呈正向线性关系，更高的配储比将获更高的PPA溢价，同时溢价占PPA总价的比例也会更高。

PPA（Power Purchase Agreement）即购电协议，主要指可再生能源购电协议。是它可再生能源发电企业与用电企业之间签订的，约定买方在一定期限内以约定的固定价格，购买到一定数量的可再生能源电力的协议。

根据BerkeleyLab的统计数据：配储（50%+4h）项目平均PPA溢价为$10/MWh，配储溢价占PPA总价的30-50%，其中可再生能源渗透率高的区域溢价更高，具备一定经济性。

例如：加州2022年以来，新建光伏项目配储比为30%左右，PPA电价溢价超20%。2020年以来，随着电价的上涨，PPA配储溢价也呈现出上涨趋势。

04

中美储能政策到底差异在哪？

美国和中国均在财税支持、发展规划、市场机制等方面的政策有效促进了储能的进一步增长，而中国虽然起步较晚，规模增长迅速，但在政策上存在相似的一些特点和各自的优势。

1、在政府补贴方面

单从美国政策来看，ITC政策对储能的推动效果显著，有利于在储能成本较高、投资经济性较低的起步阶段下采取的激励性政策，适用于户用储能和前沿示范储能技术的研究。

相比中国，目前对储能的补贴政策较少，且是小范围采用的激励政策，补贴期普遍为2～3年，时间较短。

2、在市场机制和盈利模式方面

美国大部分储能都布置在电力市场完善区域，充分参与市场竞争，商业模式多元化，有效满足供电可靠性提升、调峰调频、新能源消纳等需求。

相比之下，中国电力市场尚不完善，盈利方式较为单一，在参与峰谷套利的情况下，无法参与辅助服务等其他市场，限制了储能的收益。对于部分规模较小储能，参与市场带来的收益也无法回收建设改造成本，用户投资储能的积极性较低，储能的灵活调节作用无法充分发挥。

3、在电力发展布局方面

美国近几年在风、光等清洁能源基本保持大规模开发、高比例接入的趋势，在此环境下，户用储能也得到一定发展，同时也能给用户带来一定收益。

但是，在中国，户用储能整体发展缓慢，居民用户电价差小，收益低，还有很长一段路要走。

4、美国税收抵免vs中国强制配储

美国联邦对可再生能源年均充电比≥75%的配储项目给予“充电比×ITC”的税收抵免和5年MACRS回扣（例：75%×26%ITC+5年MACRS共计补贴约21%的投资成本），充电比≥75%的配储项目补贴更高，以鼓励可再生能源项目配储；7月28日美国参议院提出的《2022年通胀削减法案》降低ITC延长10年，且首次提出户储ITC税收减免且把未来10年减免比例提高至30%。

而我国目前大储总体经济性仍不高，需求驱动主要来自政策要求的新能源装机强制配储。21年来已有23个省市区提出新能源配储需求，配储比例要求多在10%-20%之间，配储时长在1-4h。

5、美国PPA电价vs中国燃煤标杆电价

美国PPA定价高度市场化，高配储比获更高PPA溢价。美国Berkeley Lab：新能源项目配储比与PPA溢价呈正向线性关系，更高的配储比将获更高的PPA溢价，同时溢价占PPA总价的比例也会更高。配储（50%+4h）项目平均PPA溢价为$10/MWh，配储溢价占PPA总价的30-50%，其中可再生能源渗透率高的区域溢价更高，目前已具备经济性（例：加州）。

中国配储后上网电价无溢价。中国光伏风电项目已经进入平价上网/无补贴模式，2022年新核准的上网电价对标当地燃煤电价，配储是强制要求，并无政策支持溢价。但国内配储项目可享受优先并网。

文章来源： 能投委，锂电知识，东吴证券